Секции 1-4 - Российский государственный университет нефти и

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА
«АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ»
VIII Всероссийская научно-техническая конференция,
посвященная 80-летию Российского государственного университета
нефти и газа имени И.М. Губкина
1−3 февраля 2010 г.
ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ
Часть I
Секции 1−4
Москва − 2010
В части I сборника представлены тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития
нефтегазового комплекса России», посвященной 80-летию Российского
государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина
(секции 1−4). В докладах рассматривается широкий круг вопросов геологии, геофизики и мониторинга месторождений нефти и газа, разработки и
эксплуатации месторождений природных углеводородов, проектирования,
сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта углеводородов и нефтегазопродуктообеспечения, вопросов технологии переработки нефти и газа, нефтехимии и химмотологии топлив и смазочных материалов.
Ответственный редактор:
проф. В.Г. Мартынов.
Редакционная комиссия:
проф. А.Ф.Андреев,
проф. Е.В. Глебова,
проф. А.М. Короленок.
проф. А.В. Лобусев,
проф. И.Т. Мищенко,
проф. А.В. Мурадов,
проф. В.Е. Попадько,
проф. А.К. Прыгаев,
проф. С.Н. Рожнов,
проф. И.Ф. Симонова,
доц. Л.И. Ситнова,
проф. Б.П. Тонконогов,
проф. А.И. Ходырев.
© РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
2
СЕКЦИЯ 1
ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И МОНИТОРИНГ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА
3
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ С
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ
Лобусев А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Очевидно, что с каждым десятилетием в России значительно ухудшается структура запасов нефти в сторону преобладания доли трудноизвлекаемых запасов. В конце прошлого века Канада из третьей десятки
стран ресурсодержателей нефти вышла на второе место в мире по запасам,
только за счет разработки и внедрения разведочных и эксплуатационных
технологий освоения залежей высоковязких нефтей и битумов. Этот пример свидетельствует о том, что применение инновационных высокотехнологичных методов разведки, оценки и добычи открывает новые возможности значительного прироста запасов.
В нашей стране к категории трудноизвлекаемых относятся залежи
высоковязкой нефти и битумов, запасы нефти, связанные с низкопроницаемыми, как терригенными, так и карбонатными коллекторами, подгазовые
залежи нефти (нефтяные оторочки). В своих исследованиях мы изучали
геологические возможности эффективного освоения залежей высоковязкой
нефти и нефтебитумов на примере месторождений Волго-Уральского региона - Ашальчинское и Мордово-Кармальское, Тимано-Печорской провинции – Усинское, Зап. Ярегское, Нижнечутинское и др., также были
проведены оценки потенциала нефте- и битумосодержания песчаников
Якутии. В течение ряда последних лет были проведены комплексные исследования по оценки потенциала промышленной нефтегазоносности баженовской свиты Западной Сибири, которая, по нашему мнению даст прирост извлекаемых запасов не менее 20 млрд. тонн нефти.
На основании литологических, геохимических и промысловогеологических исследований были разработаны рекомендации по разработке эффективных подходов к разработке. Коротко, суть этих предложений сводится к следующему: внедрение системы смешивающегося вытеснения и поддержания пластового давления за счет закачки попутного газа,
создание искусственной трещиноватости за счет применения ГРП, использование природных зон повышенной трещиноватости для дренирования
пластов баженовской свиты через подстилающие их песчаные пласты
(абалакские отложении верхней юры), используя сверхгидростатическое
давление в «бажене».
Также была в последние годы разработана и опробована методика
комплексной интерпретации геолого-геофизических данных с широким
применением метода НВСП, при изучении деталей строения карбонатных
природных
резервуаров,
на
примере
исследований
пермскокаменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.
4
Проблема эффективного нефтеизвлечения из подгазовых залежей к
сожалению состоит в нашей стране не только из геологического аспекта,
но и зачастую зависит от недропользователей и их внутренних приоритетов по добыче газа или жидких углеводородов. Хотя необходимо признать,
что единых, с геолого-промысловой точки зрения, подходов и соответствующих регламентов к эффективному освоению нефтяных оторочек пока не существует.
Резюмируя, должен отметить, что мы продвигаемся по сложному пути создания новых методологий и геолого-технологических решений по
повышению эффективности нефтегазового недропользования в России,
пытаясь работать на научном опережении потребностей ТЭК.
ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ
СВОЙСТВА ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ЮЖНО-КАРСКОГО РЕГИОНА
В.И.Богоявленский, М.С.Крайнюк, И.В.Богоявленский
(ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
За рубежом на больших глубинах и в “нетрадиционных” комплексах
пород открыты и разрабатываются сотни промышленных месторождений
нефти и газа, включая крупные и уникальные. К ним относится и группа
газоконденсатных месторождений Shearwater, Elgin, Franklin и др. Центрального грабена Северного моря с залежами в высокопористых (до 2035%) песчаниках юры на глубинах до 6100 м в условиях АВПД и температур 197-2020С за пределами ”нефтяного окна”.
Не вызывает сомнений большая роль региона Западной Арктики, в
котором на акватории и суше уже открыты уникальные месторождения углеводородов: Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Харасавэйское, Крузенштернское, Бованенковское и другие. Южно-Карский регион, включающий полуострова Ямал и Гыдан с разделяющей их Обской
губой, является уникальным нефтегазоносным бассейном в планетарном
масштабе.
В Южно-Карском регионе основными нефтегазоносными комплексами являются отложения мела и юры. На Новопортовской и Бованенковской площадях получены значительные (до 500-600 тыс.м3/сут) притоки
газа с конденсатом из карбонатных пород палеозоя, доказавшие возможность обнаружения промышленных скоплений углеводородного сырья в
отложениях нижнемезозойского и верхнепалеозойского комплексов. Породы этих комплексов залегают в широком диапазоне глубин с различными термобарическими условиями, имеют разные уровни метаморфизма и
перспективы нефтегазоносности.
5
Для условий Западной Арктики нами проводится трехмерное моделирование термобарических условий на локальных и региональных уровнях, основными целями которого являются: повышение достоверности
прогнозирования зон, перспективных в нефтегазоносном отношении; выявление необнаруженных залежей из-за применения тяжелых буровых растворов; прогнозирование коллекторских свойств резервуаров и залежей
ниже забоя скважин; оптимизация процесса бурения и уменьшение числа
аварийных скважин.
В результате моделирования выявлен ряд региональных и локальных
особенностей, имеющих большое значение для понимания характера
нефтегазоносности региона Западной Арктики. В частности, для Мурманского газового месторождения обосновано возможное существование залежей углеводородов ниже забоев скважин в отложениях верхнего палеозоя.
Для ряда месторождений Южно-Карского региона изучен характер
изменения коллекторских свойств терригенных резервуаров с глубиной и
повсеместно доказана большая роль АВПД для сохранения промышленных емкостей углеводородов. На рис.1 приведены результаты обобщенного анализа изменений коэффициентов открытой пористости (Кп) с глубиной для Уренгойской группы нефтегазоконденсатных месторождений
(Большой Уренгой) с коэффициентами аномальности давлений Ка, достигающими 1.8-2. В зоне развития АВПД в нижнемеловых (ачимовских) отложениях происходит кардинальное изменение тренда снижения с глубиной Кп – его средние значения стабилизируются около 15% и практически
не меняются с погружением в юрском комплексе.
Бурение ФГУП НПЦ “Недра” на севере Западной Сибири глубоких
скважин Ен-Яхинская-7 и Тюменская-6 (8250 и 7502 м) в условиях АВПД
не привело к открытию промышленных залежей. Однако, несмотря на высокий метаморфизм пород (АК1-3) было доказано сохранение хороших резервуаров (Кп до 15-20%) и значительное насыщение углеводородными газами практически до забоев (В.И.Горбачев, О.А.Есипко и др., 2000, 2007).
6
Рис.1. Большой Уренгой. АВПД и пористость
Для развития минерально-сырьевой базы России представляется
крайне важным проведение нефтегазопоисковых исследований на всех доступных современному бурению глубинах в комплексах пород разного
уровня метаморфизма.
МОНИТОРИНГ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
На кафедре ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина разработана
технология геофизического контроля за обводнением продуктивных пластов с использованием данных волнового акустического каротажа (ВАК) и
стандартных методов ГИС. Технология включает набор программных
средств и приемов обработки волнового поля как для стандартных и многоэлементных акустических зондов, так и зондов нового поколения кросс-дипольных, а также методики количественной интерпретации для
оценки упруго-деформационных и фильтрационно-емкостных свойств и
текущего характера насыщения пород. Применение данной технологии на
месторождениях, позволяет осуществлять комплексный мониторинг текущего состояния пласта и скважины в течение всего срока их разработки,
контролировать проведение и оценивать эффективность методов интенсификации нефтедобычи.
Решение задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов основано на различии в величине сжимаемости основных компонентов коллектора - твердой фазы, минерального каркаса и флюидов 7
нефти, газа и воды. Методика базируется на петрофизической модели объемных деформаций дифференциально упругих пористых насыщенных тел,
полученной на основе модифицированной теории Био – Гассмана.
Основным местом применения новой технологии является старый
фонд скважин. При этом решаются следующие практические задачи:
 оценка коэффициента текущего нефтенасыщения;
 выделение промытых интервалов и текущее положение ВНК;
 Отбивка газожидкостных контактов;
 выделение пластов с низким газонасыщением и интервалов разгазирования нефти;
Сегодня нефтяные компании применяют компьютерные системы
гидродинамического моделирования для оптимизации процесса разработки месторождения. Эффективность применения таких систем при прогнозе
показателей разработки определяется во многом надежностью данных о
текущей нефтенасыщенности объектов разработки. Акустическая технология оценки текущей нефтенасыщенности пластов может применяться
как на этапе построения гидродинамической модели месторождения, так и
для контроля достоверности прогнозных оценок насыщенности, выполненных по таким моделям.
ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ДЕШИФРИРОВАНИЯ
КОСМИЧЕСКИХ СНИМКОВ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ РАЗЛОМНОБЛОКОВОЙ СТРУКТУРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Милосердова Л.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Несмотря на более чем полувековую историю применения, геологического дешифрирования космических изображений при нефтегазогеологических работах, его ценность не всеми осознана, а результаты недоучитываются. Особенно это относится к дешифрированию разломноблокового строения территории месторождений, проявленных системами
линеаментов и отражающих, как правило, малоамплитудные знакопеременные разломы и зоны трещиноватости. Пренебрежение к результатам
геологического дешифрирования приводит, зачастую, к нерациональной
системе заложения сейсмических профилей, и, в конечном итоге, – к построению модели залежи, не подтверждающейся в процессе разработки.
Это можно наблюдать как в старых районах нефтегазодобычи (ВолгоУральская область), так и в интенсивно изучающихся и разрабатываемых
(Западная Сибирь), и новых (Камчатка). Недоверие к результатам геологического дешифрирования космических снимков обусловлено, вероятно,
невоспроизводимостью и неоднозначностью его результатов при кажу8
щейся доступности и простоте применения. Эти недостатки минимизируются при применении для геологического дешифрирования и интерпретации его результатов системы разномасштабных (разного разрешения)
изображений, подобранных в соответствии с размером (рангом) изучаемого объекта и использования компьютерной программы (LESSA).
Рассмотрены примеры проявления месторождений нефти и газа и их
разломно-блокового строения на космических снимках:

на древней платформе (Бухарское нефтяное месторождение,
Татарский свод), где месторождение проявляется в виде разбитой разломами системой кольцевых структур, отражающих, по всей видимости, новейшее тектоническое поднятие;

в геосинклинальной области (Схумочская газоносная площадь,
Западно-Камчатская нефтегазоносная область), где дешифрируется система новейших разломов, разбивающих площадь;

на месторождениях Западной Сибири, расположенных в различных орографических и тектонических условиях Вынгояхинском, Восточно Сургутском, Усть-Харампурском, где при применении специальных приемов дешифрирования удается выявить разломно - блоковое строение, позволяющее по-новому интерпретировать результаты традиционных геологических работ.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕКТОНОФИЗИЧЕСКОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ФЛЮИДНОЙ
ПРОНИЦАЕМОСТИ пород ЗЕМНОЙ КОРЫ
Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В, Зайцев В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ОАО «Газпром промгаз»)
Распределение флюида по разрезу осадочного бассейна определяется
двумя факторами: степенью проницаемости горных пород и характером их
напряженного состояния. Причем, напряженное состояние не только определяет направление миграции флюида, но и оказывает значимое влияние
на величину проницаемости самих горных пород (особенно для трещинных коллекторов). Оценить напряженное состояние можно с помощью
тектонофизического моделирования, выполненного на оптически активных материалах. Поляризационно-оптический метод
исследования
напряжений на прозрачных моделях (метод фотоупругости) основан на
способности большинства прозрачных изотропных материалов под действием напряжений приобретать свойство двойного лучепреломления. Величина двойного лучепреломления связана с величиной напряжения и может быть измерена оптическим методом. Экспериментальные исследования проводятся на прозрачных моделях путем просвечивания их поляризованным светом. Целью моделирования являлось выявление фрагментов
9
разреза имеющих минимальные значения напряжений, которые потенциально могут являться геодинамическими ловушками углеводородов. Принимая во внимание данное обстоятельство, была предпринята попытка
оценить распределение поля напряжений по нескольким разрезам южной
части Печорского моря. Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующих структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным, и поверхности напластования стратиграфических систем:
ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой. Моделирование проводилось путем поперечного сжатия.
В результате моделирования было установлено, что весь разрез разделен на отдельные участки относительно повышенных и пониженных
значений напряженного состояния. Области относительно разгруженные,
как правило, примыкающие к крупным разрывным нарушениям, представляют собой своеобразные геодинамические ловушки для УВ-флюидов. В
частности Долгинское нефтяное месторождение расположено как раз в такой ловушке в пределах нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Помимо этой уже известной залежи, по результатам моделирования выделяются аналогичные геодинамические ловушки в пределах
верхнедевон-нижнефранском и силур-нижнедевонском нефтеносных комплексах.
ПРОБЛЕМЫ КАЧЕСТВА ВОЛНОВОГО АКУСТИЧЕСКОГО
КАРОТАЖА В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ
Черноглазов В.Н., Городнов А.В., Митин А., Ежов К.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Волновой акустический каротаж (ВАК) успешно применяется в обсаженных скважинах для решения следующих задач: определение общей и
динамической пористости, проницаемости, вторичной пористости, нефтенасыщенности, отбивки газожидкостных контактов, оценки качества
вскрытия пластов перфорацией, оценки эффективности проведения ГРП и
других методов повышения продуктивности скважин, а также для определения качества цементирования скважин.
Однако, возможности метода существенно снижаются при ухудшении качества сцепления цемента с обсадной колонной из-за появления на
волновом поле дополнительной помехи – волны по колонне, которая интерферирует с продольной волной по породе. При этом точность определения кинематических и динамических параметров продольной волны резко снижается.
10
Для устранения влияния волны по колонне на акустический сигнал,
распространяющийся по породе, разработан способ подавления данной
помехи. В его основу положены следующие предпосылки: волна по колонне распространяется с известной постоянной скоростью, фазовая и групповая скорости этой волны близки, затухание волны происходит по известному закону. Таким образом, можно построить синтетический образ волны
по колонне для каждой трассы регистрируемого сигнала. Если вычесть
синтетическую волну по колонне из исходного зарегистрированного сигнала, то во временной области суперпозиции колебаний волн по колонне и
породе получим очищенную от помехи продольную волну.
Предложенный способ реализован в программе обработки данных
ВАК компьютерной системы Камертон. Опробование алгоритма проводилось на материалах многоэлементного акустического каротажа (аппаратура АМАК) в скважине с переменным по разрезу качеством цементирования обсадной колонны. В интервалах частичного сцепления цемента с колонной достигается практически полное подавление помехи – волны по
колонне. При отсутствии сцепления цемент-колонна полностью устранить
помеху не удается, но отношение сигнал/помеха возрастает, и это позволяет в отдельных случаях идентифицировать продольную волну на дальних
приемниках.
Применение процедуры подавления регулярной помехи позволило с
высокой точностью оценить параметры продольной волны в интервале
перфорации продуктивного пласта и определить фильтрационноемкостные свойства и текущую нефтенасыщенность пород.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ НА ТЕРРИТОРИИ СТАРЫХ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ
РАЙОНОВ ЕВРОПЕЙСКОЙ ЧАСТИ РОССИИ
Сидорчук Е.А., Сивков С.Н.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ)
Изучение стратиграфии и литологии, особенностей строения и
нефтегазоносности горных пород доказывает наличие достаточно высокого УВ-потенциала старых газодобывающих регионов.
Средняя степень разведанности начальных суммарных ресурсов
(НСР) углеводородов (УВ) по отдельным регионам старых районов составляет: по Северо-Кавказскому - 37,2%, в том числе - по Краснодарскому
краю – 32%, по Ставропольскому краю – 53%, по Дагестану – 12,4%; по
Оренбургской области – 75%; по Астраханской области – 67,3%; по Северу
Европейской части (Ненецкоий АО, Республики Коми и север Пермского
края) – 86,2%.
Для Краснодарского края основным перспективным направлением
геологоразведочных работ на будущее являются чокракские отложения со
11
сложным строением, наличием блоковой тектоники, зональностью распространения коллекторов, аномально высокими пластовыми давлениями.
В Ставропольском крае основные перспективы связаны с альбскими
и аптскими отложениями в структурных и неструктурных ловушках, а
также трещиноватые известняки нефтекумской свиты нижнего триаса и
гравелиты куманской свиты верхней перми.
В Дагестане перспективы имеются от неогена до триаса и связаны со
структурными и неструктурными ловушками. Основным поисковым объектом являются трещиноватые известняки нефтекумской свиты нижнего
триаса.
В Оренбургской области наибольшими потенциальными возможностями обладают палеозойские коллекторы колганской толщи, представленые переслаиванием песчаников, алевролитов с прослоями аргиллитов и
известняков. Распространение пластов по площади неравномерное и обусловлено фациальным замещением пород. Это поиск неантиклинальных и
литологически ограниченных залежей.
В Астраханской и Оренбургской областях максимальные прогнозные
ресурсы имеют глубокозалегающие отложения девона и карбона. Исследования показали, что на фоне общего ухудшения с глубиной межзерновой
пористости и проницаемости коллекторов имеются отдельные аномалии,
которые можно связывать с разуплотнением пород. В этих зонах разуплотнения улучшаются коллекторские свойства пород за счет раскрытия трещин или пор.
На территории Севера Европейской части основным перспективным
объектом являются девонско-каменноугольные трещиноватые карбонаты в
тектонически-экранированных ловушках.
ПРОБЛЕМЫ ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЮРСКИХ И
АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Журавлев Е.Г.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Эффективность геолого-поисковых работ на нефть и газ в отложениях юры и ачимовской толщи Надым-Пурского региона, Тазовского полуострова низкая. Большая часть пробуренных скважин не вскрыла продуктивные отложения, либо дала не кондиционные для больших глубин притоки нефти и газа. Это обусловлено главным образом ориентированием
поисково-разведочных работ на русловые и склоновые ловушки, выделенные на основании анализа амплитудных, частотных, динамических и других параметров отраженных сейсмических волн. Достоверность выделения
сейсмическими методами перспективных глубоко залегающих русловых и
12
склоновых сильно измененных катагенезом песчаных тел небольшой толщины невелика. Песчаные породы юры и ачимовской толщи испытали
глубокий катагенез, приведший к утрате ими первичных кондиционных
коллекторских свойств.
Не способствует повышению эффективности поисково-разведочных
работ и широко распространенное представление о формировании отложений ачимовской толщи путем осаждения поступавшего с востока и юговостока обломочного материала в прибрежной части моря, на шельфе,
склоне (клиноформы) и в глубоководной части моря. Это представление
является ошибочным, так как в мезо-кайнозойское время на территории
Западной Сибири океанский бассейн с его атрибутами - шельфом и континентальным склоном не существовал.
Проведенные нами исследования показали, что кондиционными в
рассматриваемых отложениях являются ловушки с вторичными терригенными коллекторами, распространенными по площади зонально, а по разрезу на определенных стратиграфических уровнях. Перспективы различных
морфоструктурных частей клиноформенных комплексов пород ачимовской толщи не одинаковы. Клиноформные тела комплексов, широко распростаненные на рассматриваемой территории, малоперспективны. Перспективными являются песчаные отложения с вторичными кондиционными коллекторами конусов выноса обломочного материала подножия дельт
(фондоформ) и рукавов авандельт (ундаформ).
В полифациальных гетерогенных отложениях юры перспективны два
палеогеоморфологических типа литолого-стратиграфических ловушек с
вторичными песчаными коллекторами: а - крупные палеодренажные речные системы в низменных участках палеорельефа; б - овражно-речные системы на склонах высокоамплитудных палеоподнятий.
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
ВИЛЮЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ
Юрова М.П.
(Институт проблем нефти и газа РАН)
Газовые месторождения Якутии (Хапчагайский мегавал Вилюйской
синеклизы) были открыты в 60-х годах прошлого столетия и законсервированы в связи со значительной удаленностью и отсутствием транспортных коммуникаций. Для местных нужд использовались несколько скважин
Средне-Вилюйского и Мастахского месторождений. В последнее время
этот регион становится реально востребован в связи с истощением ресурсов УВ старых районов и необходимостью ввода в эксплуатацию уже открытых запасов Восточной Сибири. Газовые месторождения Вилюйской
синеклизы представляют собой массивные залежи вулканогенных пород
13
нижнетриасового возраста. Коллекторами являются трещинно-поровые
разности вулканитов. При подсчете запасов (1965 г.)продуктивными считались терригенные пласты с межзерновым типом емкости. При опробовании были получены незначительные притоки газа, которые определили
площадь газоносности залежей. Изучение вулканогенных пород в Комплексной отраслевой научно-исследовательской лаборатории Восточной
Сибири и Якутии (КНИЛ ВостСиб) показало, что наличие в разрезе вулканогенных пород коренным образом меняет представление о строении залежи, типе коллектора,запасах месторождений.
В связи со значительными вторичными изменениями вулканитов,
при формировании фильтрационно-емкостного пространства основную
роль приобретают поры субкапиллярных размеров (доля пор с размером
1мкм составляет до 60%). Как следствие, коллектора характеризуются высокой гидрофильностью и содержанием связанной воды (40-60%). При
разрушении цеолитов, а также в заключительной стадии каолинизации
глинистых минералов образуется значительная масса свободной воды. Это
приводит к появлению очагов повышенного давления, за счет чего образуются участки гидроразрывов (микротрещиноватость). Поэтому при эксплуатационном разбуривании таких месторождений необходимо учитывать следующее. В силу слабой механической прочности и высокой пластичности рассматриваемые коллекторы не переносят значительных механических напряжений (высокого давления на пласт в процессе бурения,
значительных депрессий в процессе опробования и эксплуатации). Высокие депрессии при эксплуатации приводят не к повышению притоков углеводородов, а к разрушению пласта и закупориванию путей подтока газа
и жидкости, поэтому, если иметь в виду наиболее полное извлечение углеводородов, необходимо ориентироваться на сравнительно малые депрессии, малые дебиты и значительные сроки эксплуатации.
Литература: 1. Дмитриевский А.Н., Томилова Н.Н., Юрова М.П., Рудов А.А. «Вулканогенные природные резервуары Якутии».
14
О МЕХАНИЗМЕ «УВ-ДЫХАНИЯ ЗЕМЛИ» И
НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ (КРАЕВАЯ ЗОНА
БАРЕНЦОВОМОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ)
Кочетков О.С.
(УГТУ)
Термин «углеводородное дыхание Земли», по академику
А.В. Сидоренко, означает повсюдность и глубинность восходящих к земной поверхности углеводородных (УВ) флюидов, среди которых метан
занимает первое место по своим объемам как конечный УВ-продукт деструкции более сложных УВ и как продукт глубинного синтеза водорода и
углерода. Планетарная абиогенная первичность метана и его гомологов
установлена по наличию «метановых» атмосфер на некоторых малых планетах-спутниках Солнечной Системы. Тем самым доказано, во-первых, что
метан был одним из компонентов протовещества планеты Земля, причем –
с относительно высоким содержанием тяжелого изотопа С13, во-вторых,
постоянство процесса «выжимания» его из ядра Земли.
При проведении в последние годы газовой съемки в пределах баренцевоморского побережья севера Кольского полуострова (п-ва Средний и
Рыбачий) нами установлено, что байкалиды Варангер-Канино-Тиманского
древнего подвижного пояса, выходящего здесь на поверхность, содержат
участки с аномально высокими выделениями метана и пропана (еденицы и
десятки процентов) по регматическим трещинам (Кочетков, Адищев,
2008). Максимально высокие УВ-выделения были приурочены к ранее выявленным пересечениям, как правило, нескольких разломов, т.е. к «трубам
дегазации и конденсации УВ» (ТДК), выделенных и так поименованных
нами ранее в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
(Кочетков и др., 2001). Мантийность источников генерации УВ-газов подтверждается материалами бурения сверхглубокой скважины СГ-3, пробуренной примерно в 30 км западнее рассматриваемого СредненскоРыбачинского региона, в пределах распространения архейсконижнепротерозойского фундамента (Печенгинский район). Здесь на глубине около 12 км, вплоть до забоя, в плагиогнейсах фиксируются свободные УВ-газы, воздымающиеся снизу и состоящие преимущественно из метана.
Кроме того, в пределах продольного разлома КомагельвТролльфиорд в рифейских метаморфизованных псаммолитах нами обнаружены выделения по открытым трещинам черного антраксолита (Кочетков, Двоеглазов, 2008), свидетельствующего о бывших нефтяных эманациях в зоне этого разлома, имеющих возраст, по косвенным данным абсолютного возраста, 40-50 тысяч лет. Таким образом, на примере в Средненско-Рыбачинском регионе Варангер-Канино-Тиманского подвижного па15
леопояса байкалид наглядно показана реальность «подпитки» углеводородами кроющего осадочного чехла в ближайших нефтегазоносных провинциях, Баренцевоморской и Тимано-Печорской. Одновременно имеем убедительную аргументацию молодости формирования нефтегазовых месторождений обеих провинций.
АДАПТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОСТРОЕНИЯ
ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ КОЛЛЕКТОРОВ
(НА ПРИМЕРЕ СИСТЕМЫ DV-SEISGEO)
Жемжурова З.Н., Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е., Сафронов М.А.
(ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»,
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
При построении цифровых геологических моделей месторождений
по комплексу промыслово-геофизических (ГИС) и сейсмических данных
привлекаются данные ГИС, обработанные в автономных автоматизированных интерпретирующих системах, использующих многочисленные эмпирические зависимости. Адаптивная беспоправочная и беспалеточная
технология интерпретации данных ГИС (Д.А.Кожевников, 2005) предоставляет возможность унифицированного проведения интерпретации
непосредственно в системе моделирования. Технология обеспечивает
определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) сложных коллекторов с полиминеральным составом матрицы и глинистого цемента. В качестве интерпретационного параметра используется эффективная пористость Кп.эф, характеризующая и емкостные, и фильтрационные свойства
коллектора.
В основе петрофизического обеспечения адаптивной интерпретации
лежат математически сформулированные петрофизические модели коллекторов. На основе петрофизического моделирования определяются параметры коллекторов, характеризующие содержания связанной воды в
матрице и глинистом цементе, максимально возможная емкость и эффективная пористость, связь эффективной пористости с абсолютной проницаемостью.
Для реализации методики адаптивной интерпретации при геологическом моделировании выбран пакет DV-SeisGeo (ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», г.Москва), поскольку программные средства пакета позволяют настроить процесс моделирования на вычислительные алгоритмы, соответствующие геологическому строению объекта. Оригинальные алгоритмы адаптивной интерпретации данных ГИС были включены в технологию построения трехмерной геологической модели, как этап,
предшествующий прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств
коллекторов в межскважинном пространстве.
16
Средствами пакета DVSeisGeo впервые выполнено построение геологической модели ФЕС по первичным данным ГИС без использования
внешних автоматизированных систем интерпретации ГИС. Опробование
представляемой технологии было выполнено на примере пластов БВ6, БВ8
одного из месторождений Западной Сибири.
Комплексный гидрогеоэкологический мониторинг природно-техногенных
систем нефтегазовых объектов (концепция, технологии, внедрение)
КОМПЛЕКСНЫЙ ГИДРОГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ
ПРИРОДНО-ТЕХНОГЕННЫХ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОВЫХ
ОБЪЕКТОВ (КОНЦЕПЦИЯ, ТЕХНОЛОГИИ, ВНЕДРЕНИЕ)
Фокина Л.М.
(Газпром ВНИИГАЗ)
Новая концепция системы комплексного гидрогеоэкологического
мониторинга, созданная на основе анализа связей систем гидрогеологического и экологического контроля на объектах добычи, транспорта и хранения природного газа, позволяет достоверно оценить
Подсистемы
состояние и прогнозировать
трансформации гидросферы
под воздействием газового
производства, что способствует повышению информативности и оперативности мониторинга. Система
гидрогеоэкологического
мониторинга включает подсистемы: исходной инфорРешаемые задачи
мации и управления техногенными процессами. Первая предназначается для
обеспечения
данными
наблюдений информационно-измерительной сети (региональной и специализированной). Вторая осуществляет функции: - сбора, накопления, обработки
измерительной информации; - ведения геоинформационной базы данных; оценки техногенного воздействия (опасности, ущербов, рисков) на природные воды и их защищенности; - прогноза экологической ситуации.
Обработка измерительной информации производится на основе современных технологий, включающих:
Управление
техногенными
процессами
Информационноизмерительная сеть
Типы сетей
Специализированная
(локальная)
Блоки
Региональная
Объекты исследований
Поверхностная
гидросфера
Атмосферный
воздух и осадки
Буферный горизонт
Почва
Водонапорные
системы
Поверхностные воды
и донные осадки
Разрабатываемые
залежи
Подземные воды
Поглощающий
горизонт
Ландшафтно-климатические,
структурно-тектонические,
геолого-гидрогеологические
и техногенные условия
Измерение гидродинамических
и гидрохимических параметров
на специализированных
объектах
Измерение гидродинамических
и гидрохимических параметров
на региональных объектах
Сбора и обработки
информации
Геоинформационный
Оценки
техногенного
воздействия
Прогноза
техногенного
воздействия
Выработки
природоохранных
рекомендаций
Сбор, хранение и обработка
информации
Анализ и визуализация
информации
Оценка опасности, рисков,
ущербов воздействия
на природные воды
и их защищенности
Прогнозная оценка рисков
и ущербов природным
водам
17
 лабораторное и математическое моделирование процессов геомиграции загрязнителей и их физико – химических трансформаций;
 термодинамическое моделирование процессов совместимости
промстоков и пластовых вод при подземном захоронении;
и др. Рассматриваются результаты апробации и внедрения концепции системы комплексного гидрогеоэкологического мониторинга на Астраханском, Уренгойском, Заполярном месторождениях, Касимовском и Щелковском ПХГ.
ПРОБЛЕМЫ МЕХАНИЗМОВ ОБРАЗОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ
СТРУКТУР ПРИКАСПИЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОСНОГО
БАССЕЙНА
Родина Е.С.
(ИПНГ РАН)
В докладе автором рассматривается северо-западная часть прибортовой зоны Прикаспийской впадины (ПКВ), в пределах АхтубинскоЕрусланского мегавала, представленного сложно дислоцированной системой протяженных локальных валов и разделяющих их прогибов, ориентированных, в целом, субпараллельно бортовому уступу. Он имеет
ступенчатое строение. Образование ступеней связывается с разломами
сбросового типа. На временных сейсмических разрезах видно, что эти
сбросы в основном затухают в верхах среднего или низах верхнего девона. Амплитуда погружения отдельных блоков по сбросам может составлять величину около полутора км. Глубина кровли девонских отложений при погружении изменяется от 4400 до 6500 м. В пределах Николаевско-Городищенской ступени по отложениям турнейского яруса
выявлено свыше 50 локальных поднятий, ниже которых прогнозируются
девонские биогермы.
Повышенная плотность ресурсов в данном регионе связывается, в
настоящее время с приподнятыми блоками фундамента, осложняющими
внутреннее строение осадочного чехла северо-западной части ПКВ в
пределах подсолевых отложений, отражающих дислоцированный характер разреза.
По данным разных авторов освоение потенциальных ресурсов западного Прикаспия сдерживается большими глубинами залегания возможных продуктивных горизонтов, слабой геолого-геофизической изученностью и низкой достоверностью интерпретации сейсмических данных из-за сложного их тектонического строения.
К настоящему времени существующие геодинамические модели исследуемой территории, не позволяют объяснить характер и механизмы
пространственно-временных особенностей тектонического строения и
18
увязать их с геологической историей развития данного региона и локальными условиями геодинамических режимов осадконакопления.
Существующее различие в точках зрения на геодинамические условия формирования локальных тектонических структур этой части территории ПКВ не всегда позволяют объяснить механизмы их образования,
что оказывает влияние на разработку объективных критерий перспектив
нефтегазоносности этой части отложений и направление поисковоразведочных работ.
РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ПЛОЩАДИ
БАО ВАНГ ШЕЛЬФА ЦЕНТРАЛЬНОГО ВЬЕТНАМА
Михайленко С.П.
(Совместная операционная компания «Вьетгазпром»)
Геологоразведочные работы на шельфе центрального Вьетнама
начались с региональных сейсмических исследований 2Д в 1989 году и
продолжаются до настоящего времени.
В результате этих исследований была составлена геологотектоническая модель центральной части Шонг Хонг бассейна, которая
уточнялась по мере получения данных по новым исследованиям, которые
проводились разными компаниями на протяжении последних 20-ти лет.
В строении бассейна Шонг Хонг принимают участие четвертичные
отложения, неогеновые и палеогеновые образования и докайнозойские породы (комплекс основания третичного бассейна, представленный карбонатами девона и пермо-карбона, метаморфизованными породами кембрия и
мезозойскими гранитами).
Бассейн Шонг Хонг является крупным осадочным бассейном третичного возраста в Юго-Восточной Азии. Бассейн сформирован в позднем
эоцене или в начале олигоцена вследствие растяжения, возникшего в процессе поперечного передвижения малого Индо-Китайского щита вдоль
разломной системы Шонг Хонг. Осадочный бассейн Шонг Хонг ограничен
с востока системой разломов Шонг Ло, а с запада системой разломов Шонг
Хонг. В бассейне Шонг Хонг выделяются краевые районы и Центральный
прогиб. Краевые районы выделяются к востоку от разлома Шонг Ло (восточный краевой район) и к западу от разлома Шонг Хонг (западный краевой район).
Вблизи от района поднятия Бао Ванг в пределах Центрального прогиба бассейна Шонг Хонг имеется ряд пробуренных поисковоразведочных скважин различной глубины. Однако большинство из них
находится на территории Китая. Часть скважин, расположенных в акватории Вьетнама, были несанкционированно пробурены китайской компанией, и данные по ним отсутствуют.
19
На основе сейсмических данных сейсморазведки 2Д в южной части
Центрального прогиба Шонг Хонг, в пределах акватории Вьетнама, выявлено несколько антиклинальных структур: Бао Ванг, Бао Ден, Бао Нау, Бао
Чанг, Бао Хоа. Эти структуры представлены замкнутыми антиклинальными складками с небольшой амплитудой, значительной площадью и сформированы в результате развития глинистых диапиров. Обработка и интерпретация сейсмических данных 2Д проводилась российскими компаниями
при техническом сопровождении специалистов ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз».
Поднятие Бао Ванг представляет собой замкнутую двухсводовую антиклинальную складку. Северный купол поднятия Бао Ванг частично заходит в территориальные воды Китая.
По всем отражающим горизонтам поднятие Бао Ванг является сквозной диапировой брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания. Зоны диапиров выделены в пределах сводовых участков южного
купола и северного купола. Диапиры прослежены до верхней части разреза
четвертичных отложений.
Скважина BV-1X, пробуренная компанией СОК «Вьетгазпром» в
2007 году в пределах южной части поднятия Бао Ванг, вскрыла четвертичные и плиоценовые осадочные отложения. По материалам ГИС в изученном разрезе выделен ряд коллекторских пластов, представляющих тонкое
переслаивание песчаников с глинистыми породами. Толщина подобных
пластов в разрезе скважины Бао Ванг составляет от нескольких метров до
мощных пачек толщиной до 30-60 м. Однако, суммарная эффективная
толщина коллекторских прослоев в этих пластах составляет от нескольких
метров (в маломощных пластах) до 14,1 м. В разрезе четвертичных отложений коллекторские пласты расположены, в основном, в средней и нижней частях разреза. В плиоценовых отложениях коллекторские пласты песчаников расположены в верхней части разреза.
В нижней части разреза скважины BV-1X встречены тонкие прослои
известняков, рассматриваемые также в качестве коллекторов. Основными
потенциальными резервуарами в рассматриваемом районе и в пределах
поднятия Бао Ванг являются пласты песчаников.
При испытании, выделенных по данным ГИС объектов, было открыто новое газоконденсатное месторождение с дебетом метанового газа около 400 тыс. куб. м и конденсата около 13 куб.м.
В 2007 - 2008 годах были проведены сейсмические исследования 3Д,
по результатам обработки и интерпретации которых была уточнена геологическая модель месторождения Бао Ванг. Было выявлено распространение литологических неоднородностей, которые могут быть дополнительными объектами поисков.
20
В 2009 году СОК «Вьетгазпром» завершила бурение разведочной
скважины BV-2X. Обработка и анализ геологических результатов бурения
и испытания, в настоящее время проводит СОК «Вьетгазпром».
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В
ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЕВРОПЕЙСКОЙ РОССИИ
Коротков Б.С., Истратов И.В., Коротков С.Б.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Выявление перспективных объектов и освоение еще значительного
оставшегося газонефтяного потенциала надвиго-складчатого обрамления
передовых прогибов Предкавказья сталкиваются с актуальными проблемами методологии освоения больших глубин (более 4500 м) во всех старых нефтегазоносных регионах не только России, но и мира.
Нефтегазонакопление в земной коре обусловлено целым рядом причин, основными из которых являются: характер исходного органического
вещества, время его захоронения, условия преобразования и термобарический режим недр, особенности миграции, аккумуляции и консервации
скоплений углеводородных флюидов. Не останавливаясь на генерационных возможностях недр, подчеркнем, вслед за акад. И.М. Губкиным, что
движение нефти (и, особенно, газа) обусловливается, в конечном счете,
тектоническим фактором. Именно тектонические движения обусловили
геоблоковую делимость литосферы и геофлюидодинамические напряжения земной коры, ответственные за формирование путей миграции УВфлюидов по высокопроницаемым межблоковым зонам – глубинным разломам различного ранга и оперяющим их разрывным нарушениям различной морфогенетической выраженности – сбросам, сдвигам, раздвигам.
Другие типы разрывных нарушений – взбросы, надвиги, шарьяжи в условиях сжатия могли создавать тектонические экраны, благоприятствующие
аккумуляции и консервации углеводородов в структурных (антиклинальных) ловушках. При этом, на наш взгляд, два главнейших фактора определяют промышленную значимость таких скоплений – наличие мощной
сульфатно-галогенной покрышки над залежами нефти (особенно газа) и
благоприятные фильтрационно-емкостные свойства вмещающего флюиды
продуктивного пласта (карбонатного или терригенного, со вторичной трещинной (кавернозно-трещинной) пористостью и достаточной проницаемостью). Именно эти характеристики и аномально-высокие пластовые давления (характерные для больших глубин и подобных комплексов пород) обусловливают наличие средних и крупных нефтегазовых месторождений и
высокие дебиты по скважинам (до нескольких тысяч тонн и миллионов кубических метров в сутки).
21
В южной части Европейской России глубины свыше 4500 м уже давно промышленно освоены в Терско-Каспийском передовом прогибе (Терско-Сунженской зоне дислокаций) и имеют определенный практический
интерес в Западно-Кубанском прогибе, где эти глубины продолжают осваиваться (Крупская поисковая скважина).
ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ
СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ И ДАННЫХ ГИС
Стрельченко В.В, Жуков А.М., Кунаков С.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Применение сейсморазведки для решения задач прогнозирования
УВ, даже при наличии большого числа атрибутов волнового поля, связанных с нефтегазоносностью геологического разреза, может привести
к неопределенности прогноза. Уменьшить неопределенность можно в результате комплексной геологической интерпретации наземных геофизических методов, геофизических исследований скважин, исследований в процессе бурения, дистанционных методов и др. Конечной задачей такой
интерпретации является построение объемной модели залежи, включающей информацию о распределении коллекторов и флюидоупоров, положения флюидальных контактов, значениях коэффициентов пористости,
проницаемости, нефтенасыщенности и изменения их в пространстве, о
вертикальной и латеральной неоднородности фильтрационно-емкостных
параметров продуктивных отложений.
Геологическая модель может быть представлена в виде карт, профилей, объемных изображений, диаграммами различных методов ГИС,
таблицами геолого-геофизических параметров.
Такая модель непригодна к практическому использованию из-за избыточности информационного содержания. Чтобы ее создать и представить, необходимо мысленно сопоставить десятки, а то и сотни вариантов.
Решением данной проблемы является представление модели в виде
трехмерного массива ячеек, однозначно определяющих в пространстве положение проницаемых зон, их фильтрационно-емкостных свойств, нефтегазонасыщенности и других геолого-геофизических параметров.
Задачу прогнозирования геологического разреза и прогноза латерального изменения коллекторских свойств продуктивных горизонтов
возможно решить на основе анализа сейсмических атрибутов совместно с
данными ГИС с помощью технологии нейронной инверсии. При этом
необходимо определить наиболее информативный набор сейсмических атрибутов, имеющих наибольшую степень значимости при преобразовании
22
сейсмического куба в куб псевдокаротажа или в куб петрофизического параметра.
На двух примерах показана взаимосвязь атрибутов сейсмической записи (декремент поглощения) и газового каротажа, а также прогнозирование дебитов скважин.
НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ОРЕНБУРГСКОГО ОНГКМ
Политыкина М.А., Кутеев Ю.М., Багманова С.В., Багманова Ю.Р.
(ООО «ВолгоУралНИПИгаз», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Территория Оренбургской области в геологическом отношении является уникальным регионом, не имеющим аналогов не только в России,
но и в мире, располагаясь на стыке Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской впадины и Предуральского краевого прогиба.
К настоящему времени начальные запасы газа основной залежи
Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения выработаны более
чем на 60%. Подобное состояние с восполнением запасов природного газа
ставит Оренбургский нефтегазохимический комплекс в неустойчивое положение с позиции перспектив поддержания стабилизации добычи и переработки газа.
В связи с этим в 2002 г. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» подготовил
Проект подготовки промышленных запасов углеводородного сырья для
обеспечения работы Оренбургского нефтегазохимического комплекса на
период до 2030 г. Актуальным направлением является поиск средних и
мелких залежей вблизи Оренбургского месторождения. В настоящее время опоискована западная периклиналь Оренбургского вала.
В результате бурения скважины № 105 в 2005 г. на Редутском сейсмическом поднятии Западно-Оренбургского участка Оренбургского
НГКМ выявлено две залежи нефти в песчаных породах-коллекторах верхнего девона. Кроме того, уточнено строение филипповской залежи (пласт
“плойчатые доломиты”) по новым данными сейсморазведки, выявившей
тектоническое нарушение, которое отделяет Редутскую структуру от
Оренбургского вала. Прирост запасов нефти филипповской залежи на
ОНГКМ в 2005 г. составил по категории С1 более 1 млн.т. нефти (извлекаемых).
В 2006 году на Редутском блоке пробурена вторая поисковая скважина 106, по результатам которой запасы нефти залежи пласта РIII были
пересчитаны в оперативном порядке.
На соседней с Редутским блоком, Приразломной структуре пробурены и опробованы скважины 103 и 107 Западно-Оренбургские, в которых
при испытании пласта РIII филипповской залежи получены фонтанные
притоки нефти дебитом от 11 до 22 м3/сутки. Запасы нефти пласта РIII
23
«плойчатые доломиты» филипповской залежи Приразломной структуры
подсчитаны в оперативном порядке.
Доразведка западного участка Оренбургского месторождения продолжается.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО
ПОТЕНЦИАЛА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
Ю.Б. Силантьев, Т.О. Халошина
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Республика Саха (Якутия) расположена в северо-восточной части
Сибирской платформы и считается одним из наиболее крупных минерально-сырьевых регионов Российской Федерации. По величине запасов углеводородов (УВ) она входит в число пяти ведущих нефтегазовых районов
страны. Большая часть начальных геологических ресурсов газа (до 95 %)
сосредоточена в Западно-Вилюйской, Непско-Ботуобинской и Предпатомской НГО, входящих в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной (НГП).
Основная часть запасов и ресурсов УВ (до 90-95 %) локализована в интервале глубин 1–3 км. На сегодняшний день разведанные запасы нефти в
Якутии составляют более 300 млн. т, газа – 2,3 трлн. м3. Основными месторождениями с наиболее крупными разведанными извлекаемыми запасами нефти в Республике Саха (Якутия) являются Среднеботуобинское,
Талаканское и Чаяндинское (92,2 % от запасов республики), их планируется подключить к строящемуся нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий
океан (ВСТО).
Осуществление проекта ВСТО позволяет вовлечь в освоение запасы
и ресурсы нефти Иркутской области, Республики Саха и Красноярского
края и интенсифицировать ГРР на нефть и газ на территории Сибирской
платформы. Большая часть выявленных запасов и прогнозируемых ресурсов УВ сосредоточена в зонах, прилегающих к крупным месторождениям,
которые могут служить базой для освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Актуальной задачей освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири является определение возможных объемов добычи углеводородного сырья и его потребления в среднесрочной и отдаленной перспективе. Создание Чаяндинского центра газодобычи на базе одноименного месторождения является одним из ключевых моментов в формировании
и развитии экономики Якутии и развитии проекта ВСТО. Для эффективного развития ТЭК республики необходимо реализовать следующие направления:
•
освоение базовых месторождений (Чаяндинского, Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского) для комплексного развития газовой отрасли республики;
24
•
создание газоперерабатывающего производства для получения
синтетических моторных топлив, получения сжиженного природного газа,
получения гелия, а также производственных мощностей для его хранения
и его утилизации;
•
газификация населенных пунктов, как за свет расширения трубопроводной системы, так и за счет использования сжиженного природного газа, что наиболее актуально для мелких потребителей.
ОСОБЕННОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ПРЕДЕЛАХ МАЛЫШЕВСКОПЕТРОВСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ
Вылегжанина А. С.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
В результате выполненных исследований получены новые данные,
направленные на получение доказательств о возможных градиентных тектонических движениях земной коры в пределах Малышевско-Петровской
зоны поднятий, традиционно считающейся тектонически пассивной.
Данные исследования вызваны расхождением в представлении о
геологическом строении рассматриваемой территории соответственно по
геофизической и промысловой информации, в частности по Алексеевскому месторождению, на котором начата пробная эксплуатация.
По геофизическим данным Алексеевское месторождение имеет пликативное строение, а промысловая информация (значительное расхождение уровней ВНК в пределах близкорасположенных скважин, волновой
характер увеличения пластового давления, иногда ярко выраженный импульсный, присутствие гелия в газообразных и жидких флюидах) указывает на блоковое строение.
Результаты анализа прозрачных петрографических шлифов, изготовленных из керна пород продуктивных и непродуктивных горизонтов, установили довольно густую сеть микротрещин, характеризующиеся разной
генерацией, разной ориентировкой, степенью открытости.
По итогам исследований сделаны следующие выводы [1]:
1) территория имеет прогнозное трещинно-блоковое строение;
2) важную роль в формировании залежей имеют молодые зоны повышенной трещиноватости вертикальной ориентировки, трассированных из глубин Прикаспийской впадины, и наклонной.
3) система разноранговых трещинных зон собственно определила
размещение углеводородных скоплений данной территории.
Литература:
25
1. Касьянова Н. А., Вылегжанина А. С., Кирика Д. Д., Бурлин Ю. К.,
Брыжин А. А., Медведев П. В. «Роль трещиноватости горных пород
в формировании углеводородных залежей в пределах НиколаевскоГородищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины», «Геология нефти и газа», №4/2009, 10-16 стр.
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ, СТРОЕНИЯ И
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ, КОЛГАНСКОЙ
ТОЛЩИ В ПРЕДЕЛАХ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ
Афанасьева М.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
В разрезе осадочного чехла Бузулукской впадины открыто большое
количество нефтяных, газонефтяных, газоконденсатных и газовых залежей, приуроченных к терригенным и карбонатным пластам-коллекторам
отложений девонской, каменноугольной и пермской систем.
Последние принято группировать в восемь нефтегазоносных комплексов: I - нижнедевонско-франский, II - франско-турнейский, III - визейский, IV- визейско-башкирский, V - верейский, VI - каширсковерхнекаменноугольный, VII - нижнепермский, VIII - верхнепермский.
В качестве перспективных выделяются нижнепалеозойский и верхнепротерозойский комплексы.
Нефтепоисковые и разведочные работы в области, в основном, сосредоточены на отложения I, II, III нефтегазоносных комплексов. К этим
комплексам приурочено около 65% разведанных ресурсов нефти и газа, а с
ними связаны основные перспективы нефтегазоносности.
Расчленение разреза осадочной толщи и выделение пластовколлекторов производится с позиций седиментационной цикличности, поэтому не всегда соответствует определению возраста пород. Это относится
к нижнефаменским, средне-верхнефранским (колганская толща), кыновско-пашийским, бийско-койвенским отложениям.
В северо-восточной части Бузулукской впадины установлено замещение карбонатных отложений верхнефранско-фаменского возраста терригенными образованиями. Ареал распространения этой толщи прослеживается от северных границ Соль-Илецкого выступа до южных скважин
Колганской площади и закономерное уменьшение мощности в северном
направлении. Толща получила название "колганской". Интересным представляются условия ее формирования и источники сноса терригенных отложений. Установлены зоны различного литологического содержания рассматриваемых отложений и основные отражающие горизонты в ее кровле
и подошве. В отложениях т.н. колганской толщи на указанной территории
26
выявлено несколько залежей нефти, в т.ч. Донецко-Сыртовское, Кариновское, Дачно-Репинское.
Колганская
толща
представляет
собой
"клин"
песчаноалевролитовых пород, замещающихся сначала глинистыми, а затем и карбонатными разностями, являющимися типичными для данной части разреза.
К основным трудностям в изучении колганской толщи можно отнести сложности ее корреляции (отсутствие четких реперов как в самой толще, так и в подстилающих и перекрывающих породах), недостаточность
фактического материала по скважинам, глубины залегания толщи в пределах 4000-5800 м, а также достаточно ограниченный ареал распространения
данных отложений.
Перспективы нефтегазоносности колганской толщи в первую очередь связываются с западной и юго-западной частями ВосточноОренбургского поднятия.
ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ
ГИС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЗИЧЕСКИХ И КОЛЛЕКТОРСКИХ
ХАРАКТЕРИСТИК ОБРАЗЦОВ
Дахнов А.В., Жуков В.С., Иселидзе О.В., Крюкова И.Б.,
Семенов Е.О.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ)
Как известно, петрофизика является основой использования методов
геофизических исследований скважин (ГИС) с целью расчленения геологического разреза, определения подсчетных параметров, оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов. Одной из наиболее трудноопределяемых характеристик пласта является его проницаемость.
В докладе представлены результаты экспериментальных исследований фильтрационно-емкостных и физических характеристик образцов юрского возраста как в атмосферных, так и в пластовых условиях.
Зависимости между электрическими , акустическими свойствами и
коэффициентом пористости указывают на наличие достоверных интерпретационных моделей для определения емкостной характеристики пласта.
Связь параметра насыщения с коэффициентом водонасыщенности также
характеризуется высокой степенью надежности, и позволяет оценить характер насыщения объекта.
Однако, и параметр пористости и параметр насыщения и интервальное время, а также акустический импеданс не позволяют оценить фильтрационную характеристику пласта.
Уравнение Козени-Кармана показывает, что коэффициент проницаемости зависит от нескольких характеристик породы (пористости, гидрав27
лической извилистости, удельной поверхности каналов фильтрации и от
форму сечения каналов фильтрации). Взяв за основу это уравнение, авторами было проведено комплексирование петрофизических характеристики,
изучены связи между коэффициентом проницаемости и комплексным параметром, исходные данные для которого могут быть получены из результатов интерпретации ГИС. Подобное комплексирование позволяет получить интерпретационную модель для оценки коэффициента проницаемости по данным ГИС.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПРОДУКТИВНОСТИ
ОТЛОЖЕНИЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
(КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД)
Вертиевец Ю.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Целью данной работы является геологическое обоснование возможности промышленного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к отложениям баженовской свиты Западной Сибири. В процессе
работы решалась задача изучения продуктивности отложений баженовской
свиты на основе геолого-промыслового анализа разработки двух месторождений Красноленинского свода.
Западная Сибирь обладает уникальными нефтегазоматеринскими породами баженовской свиты. Углеводородный ресурсный потенциал отложений баженовской свиты, по всем проведенным оценкам, превышает 1
трлн. тонн. Если предположить, что геологически и технологически возможно освоить небольшую долю УВ сырья баженовской свиты, то это позволят прирастить извлекаемые запасы нефти не менее чем на 35-50 млрд.
тонн.
В баженовской свите выделяются 3 типа коллекторов: карбонаты,
песчаники и собственно аргиллиты:
- карбонатный коллектор имеет каверново-трещинный тип пустотного пространства, не смотря на сложность этого типа коллектора, довольно
большой опыт разработки накоплен как на месторождениях ВолгоУральской нефтегазоносной провинции, так и в Тимано-Печорской НГП;
- песчаники представлены линзами и имеют небольшое распространение по площади, разработка данных объектов не представляет особой
сложности, и с большой долей успеха можно использовать традиционные
методы нефтеизвлечения, закачкой воды в линзы;
- характерной особенностью аргиллитов баженовской свиты, является тонко- и микроплитчатость, слойчатость и листоватость. Ряд многих
факторов позволяют сделать вывод, что первичным и, видимо, главным является межплитчатое и межслойчато-листоватое пространство аргиллитов
28
баженовского природного резервуара. Это совершенно новый тип коллектора, который требует нетрадиционного подхода к разработке.
В данной работе на основе геолого-промыслового анализа разработки
двух месторождений Красноленинского свода, был выявлен характер работы добывающих скважин, проведен анализ добычи на этапе пробной эксплуатации и сделаны выводы о коллекторских свойствах баженовской свиты, с целью оптимизации промышленного освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЦЕССА ИЗУЧЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ
НЕДР В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ (НА ПРИМЕРЕ
ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ)
А.В. Шадрин
(ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ»)
Система поисков и освоения новых месторождений нефти и газа в
Волгоградской области не имела существенных отличий от процесса изучения и освоения недр, осуществляемого в пределах других регионов в советское время. В основе процесса освоения недр лежал принцип государственной собственности на участки недр и на добываемые из них полезные
ископаемые, а все работы финансировались из средств государственного
бюджета.
С распадом СССР и переходом России к рыночной экономике возникла необходимость создания принципиально новой схемы изучения и
освоения недр. Предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии. Принятое вслед
за Законом «О недрах» «Положение о порядке лицензирования пользования недрами» определило в общих чертах механизм предоставления и отзыва лицензий по различным объектам недропользования.
Однако, в процессе оформления лицензионных соглашений, в частности при определении границ лицензионных участков, была допущена
одна очень существенная ошибка. Из-за существующей на тот момент
секретности координаты будущих лицензионных участков определялись с
точностью до минуты, а их секундные характеристики отсутствовали, что
в свою очередь привело к сильному искажению границ и площадей лицензионных участков.
Как результат, в ряде случаев часть месторождения выходит за пределы границ лицензионного участка, а соответственно на незалиценированной территории недропользователь не имеет прав пользования недрами, а значит производить разведку и добычу углеводородного сырья.
Отсутствие на сегодняшний день данного механизма и оперативного
оформления документов при изменении границ площади лицензионного
29
участка (в случае необходимости его увеличения) значительно сдерживает
процесс рационального освоения углеводородных ресурсов, как на территории Российской Федерации, так и на территории Волгоградской области
в частности.
Федеральным законом «О недрах» было установлено, что разграничение предметов ведения и полномочий между органами государственной
власти Российской Федерации и органами государственной власти субъектов Российской Федерации в сфере регулирования отношений недропользования осуществляется Конституцией Российской Федерации, а также заключаемыми в соответствии с ней федеративными и иными договорами о
разграничении предметов ведения и полномочий.
Однако, разграничение государственной собственности на федеральную, субъектов федерации и муниципальную, как это принято в ряде федеративных государств, до 2004 года не было произведено. По этой причине утвердилась практика принятия совместных решений по вопросам
недропользования по принципу «двух ключей», т.е. согласованные решения должны приниматься федеральным органом управления фондом недр
и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Поскольку главенство того или иного «ключа» не было установлено, любой
из них мог заблокировать решение выдачи лицензии или дополнения к лицензии на право пользования недрами. Такой механизм принятия решений
Конституцией РФ не предусмотрен.
Эффективное государственное регулирование процесса недропользования позволит соблюсти баланс экономических интересов недропользователей и государства, будет способствовать организации рационального
недропользования, препятствовать выборочной отработке высокорентабельных залежей и стимулировать разработку трудноизвлекаемых и низкорентабельных запасов.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ МОНИТОРИНГ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
М.А.Лобусев
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из действенных путей повышения эффеткивности недропользования является замена традиционного контроля разработки залежей УВ
мониторингом этого процесса.
Различие между контролем и мониторингом заключается в следующем: - контроль, в сущности, представляет собой формальное установление соответствия объекта контроля действующим нормам, стандартам и
принятым решениям.
30
Применительно к требованиям оптимизации условий недропользования при разработке месторождений УВ целесообразно включить следующие виды работ, представляющих собой неразрывную целостную систему мониторинга разработки месторождений.
- систематическое наблюдение за фактическим состоянием объекта и
его изменением; характер и направленность протекающих в нем техногенных процессов; постоянное накопление, оперативную систематизацию получаемой информацию и создание банка первичных данных; периодический глубокий анализ результатов наблюдений с оценкой текущего состояния объекта на определенные даты (раз в месяц, полугодие, год); прогноз
изменений состояния объекта на перспективу, если выявленные закономерности сохраняются; рекомендации и принятие решений по управлению
техногенным процессом
Разрабатываемую залежь следует рассматривать как сложнопостроенный геолого-технический комплекс (ГТК), в котором совмещены два
разнородных объекта. Первый из них это объективно существующая природная система. Другой, техногенный объект, это система разработки залежи, которая вначале проектируется исходя из особенностей природного
объекта, а затем начинает функционировать по мере ее реализации на
практике.
Характер и степень изменений залежей углеводородов в основном
зависит от реализуемых технологических и технических решений, из числа которых выбирается и утверждается вариант наиболее эффективный,
исходя из имеющихся на текущий момент представлений об особенностях
природного объекта. В дальнейшем при реализации по различным причинам утвержденная система подвергается различным уточнениям, добавлениям, а иногда даже коренным изменениям.
При организации мониторинга должны выделяться такие компоненты и элементы техногенной системы, которые являются определяющими в
вопросе обеспечения полноты извлечения запасов УВ именно на этом объекте. Таким базовым элементом во всех применяемых системах разработки
является фонд добывающих скважин.
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА
НИЖНЕГО КАРБОНА В СВЯЗИ С ИХ РАЗРАБОТКОЙ (НА
ПРИМЕРЕ РЯДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)
Волк Е.Ю.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В геологическом строении изучаемых шести месторождений Самарской области принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.
31
Предметом изучения являются пласты бобриковского горизонта
нижнекаменноугольного возраста. Они имеют широкое распространение и
к ним приурочены многочисленные промышленные залежи нефти УралоПоволжья.
Для изучения особенностей геологического строения и условий залегания продуктивных пластов бобриковского горизонта была проведена детальная корреляция разрезов скважин.
Основной песчаный пласт бобриковского горизонта – Б2, имеет однородное строение общей толщиной от 20 до 25 м. Средняя проницаемость
по керну 0,806 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях – 2,5 мПа.с, газосодержание нефти 22-27 м3/т, Рпл=22,5МПа, Рнас=3,5МПа. Залежи в
пласте Б2 почти повсеместно подстилаются подошвенной водой и разрабатываются при естественном водонапорном режиме без ППД.
Основными особенностями работы скважин являются интенсивный
рост обводненности и практически отсутствие безводного периода добычи
нефти, хотя они перфорируются на 5-7 м выше начального ВНК. Дебиты
по нефти напрямую зависят от обводненности скважин.
Такая динамика разработки должна была сложиться при совместном
влиянии определенных природных и техногенных факторов. К природным
факторам, свойственным эксплуатационному объекту Б2 следует отнести:
- особенности преимущественно монолитного строения песчаного
пласта Б2, его высокую продуктивность и вертикальную проницаемость
близкую к горизонтальной;
- характер залегания нефти в залежах пласта Б2, повсеместно подстилаемых подошвенной водой;
- естественном водонапорный режим, обеспечивающий в данных
геолого-физических условиях наиболее благоприятный процесс вытеснения нефти подошвенной водой.
К технологическим факторам, которые могут отрицательно сказаться
на выработке запасов пласта Б2, следует отнести:
- возможность конусообразования при чрезмерных депрессиях, создающихся за счет снижения забойного давления;
- низкое качество цементирования эксплуатационных колонн в интервалах продуктивных пластов.
32
РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ МЕЛОВЫХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ МЕТОДАМИ
ГИС ЧЕРЕЗ СТЕКЛОПЛАСТИКОВУЮ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ
Боркун Ф.Я. Новак А.В.
(ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюменский ГУНГ)
Наличие зацементированных металлических обсадных колонн, в
условиях довольно слабой минерализации пластовых вод (в пределах 20
г/л) не позволяет достоверно реализовать контроль за выработкой нефти из
всех меловых, а также большинства юрских пластов-коллекторов Западной
Сибири. Причина этого, в основном, в невозможности проведения методов
электрометрии для оценки характера насыщения, коэффициента нефтенасыщенности и местоположения начальных и текущих контактов «воданефть» и «нефть-газ».
Применение стеклопластиковых обсадных колонн в интервале залегания нефтегазовых пластов позволило успешно решить не только вышеприведенные задачи, но и ряд дополнительных вопросов, комплексируя
проведение электромагнитных методов с нейтронным методом по тепловым нейтронам (НКт).
Исследования через стеклопластиковую обсадную колонну проводились в течении 90 месяцев с 1999 по 2007 гг., в диапазоне глубин залегания
пластов АС4 и АС5 1880-1935,0 м. Основными методами скважинных циклических измерений являются в обсаженном стволе методы индукционного (ИМ), высокочастотного индукционного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) и нейтронного метода по тепловым нейтронам (НМт).
В результате 8 циклов измерений указанным комплексом получены
ответы на решение следующих основных поставленных задач за характером выработки нефтегазовых пластов-коллекторов:
1. Уверенно выделено начальное и текущее местоположение контактов пластовых флюидов «ВНК» и «ГНК».
2. С высокой степенью повторяемости оценен характер изменения
текущих значений газонасыщенности (Кг) и нефтенасыщенности (Кн).
3. В зоне обводнения продуктивных пластов довольно уверенно
определено значение коэффициентов остаточного нефтегазонасыщения
(Кно и Кнг).
4. Уверенно индексируются интервалы прорыва нагнетаемых вод в
продуктивные пласты.
5. В целом, в течении 90 месяцев разработки нефтегазовых пластов
мониторинг процесса извлечения продуктивных флюидов уверенно реализован через стеклопластиковые обсадные колонны.
Существенным препятствием широкомасштабного приложения
стеклопластиковых вставок в обсадных колоннах эксплуатационных сква33
жин является нестойкость пластмассового композитного материала труб к
повышенным температурам недр, что ограничивает глубину их спуска в
более глубокие интервалы разреза.
ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМНОЙ РАБОТЫ С КЕРНОВЫМ
МАТЕРИАЛОМ И ПЛАСТОВЫМИ ФЛЮИДАМИ В ООО
«ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ»
Рыжов А.Е.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Для сбалансированного развития работы с базовыми первичными
данными по объектам разведки и разработки ОАО «Газпром» в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» организована системная работа по научному хранению и
изучению кернового материала и флюидов. В начале 2009 года создан
Центр исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического
моделирования. В состав Центра вошли основные профильные лаборатории, занимающиеся выполнением лабораторных и промысловых работ:
физики пласта, физико-химических исследований углеводородных систем,
физического моделирования многофазных процессов и отдел комплексных
исследования скважин, пластов и пластовых флюидов. Кроме перечисленных подразделений в состав Центра входит современное кернохранилище
на 220 погонных км керна и флюидохранилище.
Создание Центра направлено на комплексное экспериментальное
решение широкого спектра задач, таких как:
- геологические задачи;
- задачи разработки месторождений (фильтрационные характеристики, строение пустотного пространства, физико-химические и PVT-свойства
пластовых флюидов, анализ работы скважин с применением новых информационных технологий)
- задачи интенсификации добычи и повышения углеводородоотдачи
(физическое моделирование пластовых процессов, физическое моделирование системы пласт-скважина)
- задачи бурения и строительства скважин (деформационнопрочностные свойства пород и цементного камня, свойства буровых жидкостей и технологических растворов, физическое моделирование призабойной зоны)
- математическое моделирование пластовых процессов.
К первостепенным по важности задачам Центра относятся также:

подготовка инженерно-технических и научных специалистов в
области экспериментальных исследований нефтегазовых пластовых систем;
34

сертификация оборудования и методик исследования керна и
флюидов, используемых дочерними обществами ОАО «Газпром».
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ
ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ ЗАЛЕЖЕЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ В СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
Бурханова И.О.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
На сегодняшний момент вводится новое понятие в нефтяной геологии - матричная нефть, которая включает в себя углеводороды С11+. Важно,
что высокомолекулярные компоненты матричной нефти способны связывать и удерживать в себе значительные количества газа и конденсата, которые не учитывались в полном объеме при подсчете запасов УВ на месторождении. Задачей проводимых исследований являлась оценка суммарного количественного содержания высокомолекулярных компонентов
(ВМК) матричной нефти в карбонатных отложениях по данным ГИС.
Объектом изучения послужили артинский, ассельский и сакмарский
ярусы нижнепермского возраста на Оренбургском нефтегазоконденсатном
месторождении (ОНГКМ). Коллекторы в данных отложениях относятся к
сложным по составу матрицы, структуре емкостного пространства и
насыщению. В работе были использованы данные петрофизических и геофизических исследований по одной разведочной скважине. Данная скважина была пробурена с 90-100 % отбором керна, на кернах были выполнены стандартные и специальные исследования.
Особое внимание в работе уделено изучению сакмарского репера,
который выделяется среди вмещающих пород высокой гаммаактивностью, в основном за счет урановой компоненты. Репер прослеживается по всему месторождению. С целью выяснения причины аномальных
свойств пород сакмарского репера были привлечены описания шлифов.
В результате проведенных исследований можно сделать следующие
выводы:
1. установлено повышенное содержание асфальтенов в породах сакмарского репера. Породы, содержащие асфальтены, характеризуются
повышенными значениями естественной гамма-активности и УЭС;
2. породы артинского, ассельского и низов сакмарского яруса характеризуются низкими значениями гамма-активности и пониженными
значениями УЭС;
3. для пород сакмарского репера установлена достаточно тесная зависимость показаний гамма-метода от относительного содержания
35
матричной нефти. В породах артинского, ассельского и низов сакмарского яруса аналогичной связи не выявлено;
4. установлен разный характер зависимостей Рп=f(Кп) и Р0=f(ηвмк) для
пород с пористостью выше и ниже 6 %.
КАРТОСХЕМЫ ГЛУБИННЫХ ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Полозков К.А., Филиппов В.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Осложнения и аварии, происходящие на нефтяных и газовых скважинах в России при их строительстве и эксплуатации в зонах многолетнемерзлых (ММП) и низкотемпературных (НП) пород, в значительной степени происходят из-за отсутствия детальных данных по строению низкотемпературного разреза, геокриологическим (мерзлотным) условиям и,
соответственно, недостаточным их учетом при строительстве скважин,
контроле за взаимодействием скважин с ММП и НП.
Разработанный и усовершенствованный нами в последние годы метод
исследования криолитозоны с использованием специальной обработки
данных стандартного каротажа (МОСК) на скважинах газовых и нефтяных
месторождений явился важным шагом в решении проблемы регионального
картирования глубинных геокриологических условий (ГГУ). В связи с разработкой метода решается вопрос исследования ГГУ по данным стандартного каротажа и кавернометрии на всех скважинах осваиваемого месторождения и разведочных площадях.
Значительная изменчивость глубинных геокриологических условий в пределах площади одного месторождения требует районирования
их площади по условиям строительства и эксплуатации скважин, что
является основанием для выбора различных технологий строительства,
конструкций эксплуатационных скважин, а также для проведения соответствующих мероприятий по контролю за качеством строительства и
техническим состоянием скважин и, соответственно, разработки районированных рабочих проектов на строительство скважин по площади месторождений.
В проекты разработки, доразработки месторождения должны
включаться, построенные по результатам исследований скважин, кустов,
картосхемы по просадочности разрезов ММП и другим выявленным
глубинным мерзлотным условиям, изменяющимся по площади месторождения, по прогнозируемым объемам отсыпки провалов по кустам
при оттаивании ММП, а также по значениям критериям аварийной
опасности (КАО) по продольной устойчивости крепи в просадочных, кавернозных ММП и оценкам критерия (КАСК) аномального строения
36
криолитозоны, отражающего активность флюидодинамических процессов
на больших глубинах.
Построенные картосхемы по ГГУ позволило авторам выявить на
различные зоны по глубинам залегания подошвы ММП, по суммарным
толщинам мерзлых пород, по просадочности разрезов ММП, по обводненности криолитозоны, а также по газопроявлениям, по сложности
геокриологических условий на кустах, по уровню аварийной опасности, оказывающих влияние на техническое состояние скважин при их эксплуатации.
ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ
ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБА (ПЕРМСКИЙ КРАЙ)
Щербинина Г.П., Геник И.В.
(Горный институт УрО РАН)
В Пермском крае значительные перспективы для поисков нефтегазоносных структур имеет Предуральский краевой прогиб. В связи с этим в
последнее десятилетие в прогибе выполнен большой объем гравиметрических и сейсмических работ различного назначения, начиная от региональных и заканчивая детальными при доразведке месторождений.
На рассматриваемой территории основные направления поисков связаны с прослеживанием Камско-Кинельской системы прогибов, к бортовым зонам которой приурочены верхнедевонско-турнейские органогенные
массивы и структуры их облекания, являющиеся основными ловушками
нефти и газа. В связи с этим перед гравиразведкой стоят задачи, связанные
как с выделением районов возможного распространения органогенных построек, так и с поиском отдельных рифов. Возможность поиска основывается на том, что их аномальная плотность может достигать величины +0.2
г/см3. Другие гравиактивные границы в осадочном чехле связаны с нижнепермскими органогенными постройками (аномальная плотность до +0.2 г/
см3) и кунгурской соляной толщей (аномальная плотность до -0.4 г/см3).
Особенностями данного этапа гравиметрических исследований Предуральского краевого прогиба являются высокая точность наблюдений и
развитие новых технологий цифровой обработки данных. Использование
современных гравиметров позволяет достигать общей точности гравитационных аномалий на отдельных площадях 0.04-0.07 мГал, что соответствует точности съемки масштаба 1:5 000 – 1:10 000 (согласно «Инструкции по гравиразведке»). Новые технологии цифровой обработки гравиметрической информации, реализованные в системе VECTOR [1] позволяют
«сканировать» потенциальные поля и выделять источники, расположенные
в различных интервалах глубин. Основными этапами процесса интерпретации гравиметрических данных являются: построение априорной физико37
геологической модели, гравитационное моделирование, выделение гравитационных эффектов слоев, соответствующих глубинам залегания изучаемых объектов, геологическое истолкование выявленных аномалий.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Простолупов Г.В., Новоселицкий В.М., Конешов В.Н., Щербинина
Г.П. Об интерпретации гравитационного и магнитного полей на основе
трансформации горизонтальных градиентов в системе ”VECTOR”/ Физика
Земли. 2006. №6. С.90-96.
ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЛОИДНЫХ СТРУКТУР ПРИРОДНЫХ
НЕФТЕЙ МЕТОДОМ ДИНАМИЧЕСКОГО РАССЕЯНИЯ СВЕТА.
ДИНАМИКА АГРЕГАЦИИ И УСТОЙЧИВОСТЬ АСФАЛЬТОСМОЛИСТЫХ КОМПОНЕНТ
Курьяков В.Н., Петрова Л.М., Городецкий Е.Е., Юдин И.К.
(ИПНГ РАН, ИОФХ им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН)
Физико-химические и реологические свойства природных углеводородных систем, включая нефть и газоконденсат, в значительной степени
определяются наличием в них различных надмолекулярных коллоидных
структур. Экспериментальное и теоретическое изучение свойств коллоидных фаз, термодинамики и кинетики фазовых переходов в таких модельных и природных системах актуально как для понимания фундаментальных основ процессов, происходящих в сложных коллоидных системах, так
и для создания теоретической базы разработки и усовершенствования новых технологических процессов добычи, транспортировки и переработки
углеводородного сырья.
В данной работе представлены экспериментальные результаты исследования коллоидных структур в природных нефтях методом динамического рассеяния света (ДРС). Объектами исследования были нефти УрусТамакского месторождения РТ добытые с разных горизонтов.
Для десяти образцов нефтей определена предельная концентрация
осадителя необходимая для появления в объеме частиц, фиксируемых методом ДРС. Сопоставление полученных экспериментальных данных по
пороговой концентрации гептана с физико-химическими свойствами исследованных образцов нефтей позволило выявить существенную корреляцию этого параметра с такими свойствами нефтей, как их вязкость, характерный состав и некоторые другие свойства.
Методом ДРС исследована динамика агрегации асфальто-смолистых
компонент в природных нефтях при нарушении устойчивости добавлением
осадителя (гептана). Выявлено два типа нефтей по типу агрегации. К первому типу нефтей относятся такие нефти, для которых добавление порого38
вой концентрации гептана приводит к появлению частиц, размер которых
растет со временем, и скорость роста пропорциональна концентрации добавленного осадителя. Ко второму типу нефтей относятся нефти, в которых, образовавшиеся после добавления пороговой концентрации осадителя
агрегаты имеют не изменяющийся со временем средний размер. При концентрациях осадителя превышающих пороговую, средний размер агрегатов в таких нефтях остается стабильным во времени, но пропорционален
концентрации гептана. Можно сказать, что в нефтях второго типа существует механизм «самоингибирования».
Работа выполнена в рамках программы Президиума РАН №14 20092011 гг.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ИЗУЧЕНИЕ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА Б2
МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ И ОЦЕНКА
ДОСТОВЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПО
РЕЗУЛЬТАТАМ ПОСЛЕДУЮЩЕГО БУРЕНИЯ
Рыльцева Г.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Целью работы является геолого-промысловое изучение залежи, построение трехмерной цифровой геологической модели для уточнения геологического строения, мониторинга основных параметров залежи и подсчета запасов углеводородов на разных стадиях изученности, обоснование
целесообразности объединения категорий А и В в одну категорию в будущей классификации запасов.
На основе информации, полученной в результате бурения 14 новых
скважин в период 1989-2009 гг. и дополнительной обработки уже имевшихся данных, была построена трехмерная цифровая геологическая модель, позволившая детализировать и уточнить геологическое строение месторождения по сравнению с геологической 3D-моделью, построенной по
данным 1989 года.
В результате проведенной работы были рассмотрены вопросы, касающиеся особенностей геологического строения исследуемой территории,
проведена детальная корреляция нижнекаменноугольных отложений,
обоснованы параметры для подсчета запасов и проведен подсчет запасов
нефти и растворенного газа пласта Б2 месторождения Самарской области.
В процессе выполнения работы построены цифровые геологические
модели пласта Б2 по данным на 1989 и 2009 гг., на основании которых
уточнена геологическая модель месторождения и скорректированы его запасы нефти и растворенного газа.
39
Подсчет запасов выполнен объемным методом. По состоянию изученности залежи пласта Б2 на 01.01.89г. запасы нефти и растворенного газа
отнесены к категориям В и С1 и подсчитаны раздельно по категориям. По
состоянию изученности на 01.01.2009г. запасы залежи пласта Б2 отнесены
к категории А.
Для того, чтобы установить как изменяются запасы по мере дополнительного изучения залежи, запасы категории А дополнительно были
подсчитаны в контуре прежних категорий В и С1.
Было установлено, что, в связи с бурением новых скважин, начальные геологические запасы нефти в целом по залежи увеличились на 9%.
Это, в первую очередь, связано с увеличением эффективных нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности в новых скважинах по сравнению с ранее установленными значениями.
На заключительном этапе работы были подсчитаны расхождения
между запасами категорий А и В, а также А и С1. Разница запасов категории А нового подсчета в зоне категории В и запасов категории В незначительная и составляет 3,3%. Вместе с тем, разница между запасами категории А в зоне категории С1 и запасами категории С1 прежнего подсчета равна 13,5%. Малая разница величины запасов категории А нового подсчета в
зоне категории В и запасов категории В дает основание полагать, что объединение в будущей классификацией запасов категорий А и В целесообразно.
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ
ПОРИСТЫХ СРЕД, НАСЫЩЕННЫХ ФЛЮИДОМ
Гусейнов Г.Г.
(Учреждение РАН Институт физики
Дагестанского научного центра РАН)
Теплофизические свойства горных пород, и в частности
теплопроводность, играют существенную роль в структуре теплового поля
земной коры. Они определяют процессы, связанные с поисками, разведкой,
разработкой нефтяных и газовых месторождений.
Описывается устройство, основанное на методе параллельных пластин с тепловой защитой, позволяющее исследовать теплопроводность
жидкостей, газов и твердых тел в интервале температур 200-700K при различных давлениях, и особенно, в окрестности фазовых переходов. Устройство содержит измерительный блок и измерительную ячейку. Измерительный блок изготовлен из меди, константана и асбоцемента. В нем за счет
наличия охранной системы, создается направленный поток тепла от внутреннего нагревателя через слой исследуемого вещества сверху вниз к „холодильнику”. Тепловые потери от внутреннего нагревательного блока кон40
тролируются тремя охранными стаканами: двумя металлическими - константановыми, и расположенным между ними основным стаканом, изготовленным из теплоизолятора - асбоцемента. Дифференциальная термопара, образованная внутренним нагревательным, наружным компенсационным блоками и охранными константановыми стаканами регистрирует интегральную разность термоэлектродвижущей силы между поверхностями
охранного асбоцементного стакана. С одной стороны от охранных стаканов располагается рабочий нагреватель, с другой – компенсационный. Регулировкой мощности компенсационного нагревателя добиваемся того,
чтобы в цепи дифференциальной термопары медь – константан – медь,
значение тока было сведено к нулю, тем самым добиваемся отсутствия
градиента температуры и компенсации потерь тепла на охранном стакане –
теплоизоляторе. Ячейка состоит из двух металлических дисков. Верхний
диск условно называется „горячей” пластиной, а нижний - „холодильником”. Боковая стенка „горячей” пластины ячейки имеет продолжение и
условно называется перемычкой. В „горячей” пластине и „холодильнике”
размещены термопары Т2 и ΔТ. Термопара Т2 показывает температуру
„холодильника”, а термопара ΔТ – перепад температуры в слое исследуемого вещества. При измерении теплопроводности исследуемое вещество
полностью герметизировано в зазоре между пластинами и перемычкой.
Ячейка размещается под измерительным блоком, и помещается в автоклав.
Погрешность устройства для измерения теплопроводности, не превышает
± 1,2 %.
ИТОГИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ ООО «ГАЗФЛОТ» В
ПРЕДЕЛАХ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
Пискунов Р.А.
(ООО «Газфлот»)
Несмотря на экономический кризис, затронувший практически все
отрасли экономики, геологоразведочные работы по освоению северных
территорий продолжаются. Основная роль здесь отводится ЯмалоНенецкому Автономному округу (ЯНАО), где на его территории открыты
219 площадей углеводородного сырья. Из них 158 еще требуют доразведки. В настоящее время Ямалу нет альтернативы в поставке газа, как в ныне
действующую систему газоснабжения, так и в экспортные трубопроводы.
Начиная с 1995 года ООО «Газфлот», являющееся дочерним специализированным предприятием ООО «Газпром», выполняет геологоразведочные работы по его программам в Арктических морях – на Печорском
шельфе Баренцевого моря, в Обской и Тазовской губах.
В 2009 году обществом выполнялись полевые сейсморазведочные
работы 3D на Тота-Яхинском, Антипаютинском, Семаковском, Каменно41
мысском-море месторождениях. В данной статье будет рассмотрены сейсморазведочные работы 3Д (транзитная зона) в Тазовской губе на ТотаЯхинском месторождении, находящемся в Тазовском районе ЯНАО. Площадь работ расположена в 300 километрах севернее Полярного круга. Границы транзитной области в 260 кв. км охватывают по контуру акваториальную часть Тазовской губы вплоть до ее береговой линии.
Задачами полевого этапа работ являлись:
- детализация структурных планов сеноманского, готеривваланжинского и юрского комплексов отложении;
- увязка куба данных с последующим этапом выполнения сухопутных сейсморазведочных исследований.
На этапе проектирования учитывалась мощность осадочного чехла
на площади исследований, принятая 6000-10000 метров.
42
ПОСТРОЕНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
УЧАСТКА ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ
НЕФТИ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ
НГП
Руднев С.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Изучаемое нефтяное месторождение является одним из уникальных
месторождений нефти в России. Разработка пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти ведется с 1977 года. Вязкость нефти в залежи достигает
величины 710 мПа*с.
Для построения трехмерной геологической модели была выполнена
детальная корреляция 83 скважин одного из участков пермокарбоновой залежи. В пределах изучаемого разреза карбонатных отложений выделено 30
пачек.
Верхние пачки (9-11) развиты очень неоднородно, на юго-западе
изучаемого участка они имеют максимальные толщины, тогда как к северо-востоку практически или полностью выпадают из разреза. Нижележащие пачки (0-8) развиты более однородно.
Коллекторы на участке залежи представлены известняками, доломитами. В пределах залежи выделяются 3 типа коллекторов: поровый, порово-каверновый и порово-трещинный. Для каждого из них был построен
свой собственный куб литологии в пределах общего куба литологии.
В строении моделируемого участка выделяется следующая зональность для коллекторов всех типов. Коллекторы, в основном, развиты в
верхних пачках, тогда как в нижней части разреза преобладают плотные
породы.
Порово-каверновый тип коллекторов преобладает в нижней и средней части изучаемого разреза, тогда как в верхней части практически не
встречается. Порово-трещинный тип коллектора не имеет какой-либо закономерности распространения, и встречается в единичных скважинах.
Для каждого типа коллектора построен свой куб пористости. Так как
поровая составляющая присутствует в каждом типе коллектора, то куб
межзерновой пористости был получен для всех трех типов. Куб каверновой пористости построен для порово-кавернового типа, а трещинная пористость получена в порово-трещинном коллекторе. Межзерновая пористость изменяется от 7 до 33%, каверновая – от 2 до 13%, трещинная до
1%.
Для построения куба нефтенасыщенности была использована зависимость изменения коэффициента нефтенасыщенности с высотой залежи.
Коэффициент нефтенасыщенности резко увеличивается до 0,8 в абсолют43
ных отметках от -1310 до -1305м, а затем остается практически постоянным, немного увеличиваясь к сводовой части моделируемого участка.
В процессе проведенной работы рассмотрено геологическое строение изучаемого участка пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти.
Сложное строение участка связано с развитием биогермных тел по разрезу
и по площади, моделирование которых является следующим этапом научных исследований.
ИССЛЕДОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
ДИНАМИЧЕСКИМИ И СТАТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЙ
Веселов М.Ф., Дубков А.А.
(ФГУП «ВНИГНИ»)
Упругие свойства горных пород, как и всех твердых тел, характеризуются следующими величинами: модуль Юнга Е, модуль сдвига G, коэффициент объемного сжатия К (или обратная ему величина - коэффициент
сжимаемости ) и коэффициент Пуассона п.
Упругие характеристики твердых тел определяют статическими и
динамическими методами. Статические методы (или изотермические) основаны на измерении деформаций под влиянием напряжений при различных видах нагрузки образцов. Динамический метод (адиабатический) основан на получении характеристик распространения ультразвуковых продольных и поперечных упругих волн и нахождения известных параметров
упругих свойств по их соотношениям и величине объемной плотности об.
Целью данной работы являлось сравнение основных упругих характеристик (п, Е) горных пород, измеренных статическими и динамическими методами в лабораторных условиях при моделировании пластовых
условий залегания пласта.
Объектом исследования являлись карбонатные породы пермокарбоновых отложений двух нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа и Оренбургской области.
Динамическим способом основные упругие свойства пород определялись в лаборатории петрофизики, а данные измерения упругих свойств,
выполненные статическими методами, - в лаборатории экспериментальной
геомеханики.
На основании выполненных исследований можно сделать следующие выводы:
- величины коэффициентов Пуассона, измеренных обоими методами,
в целом соответствуют друг другу.
- модули Юнга, определенные статическим методом, меньше, чем
модули Юнга, определенные динамическим методом.
44
ГРАВИРАЗВЕДОЧНЫЕ И СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ПО
ИЗУЧЕНИЮ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В
СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ
Геник И.В.
(Горный институт УрО РАН)
Поисково-разведочный этап работ на нефть и газ в Пермском крае
характеризуется следующими особенностями: малые запасы новых месторождений; увеличение доли трудноизвлекаемых запасов; сложные геологические условия в наиболее перспективных районах; внедрение комплекса новых геофизических технологий, позволяющих дать детальное представление об особенностях месторождений и структур. Совершенствование комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ связано с более
полным использованием при изучении наиболее перспективных площадей
и объектов возможностей «легких» геолого-геофизических методов, в
первую очередь гравиразведки, а также привлечением дополнительной
информации о строении осадочных толщ, которую дают другие геофизические методы, в частности акустический каротаж.
В настоящее время в Горном институте имеется многолетний опыт
применения геофизического комплекса как при поисковых работах - совместное использование гравиразведки и сейсморазведки 2D в Верхнепечорской депрессии и Юрюзано-Сылвенской депрессии, так и при разведке
месторождений – гравиметрия и пространственная сейсморазведка (сейсморазведка 3D) в Косьвинско-Чусовской седловине (Верх-Истокское месторождение) и Соликамской депрессии (Шершневское и им. Архангельского месторождения).
Соликамская депрессия (СолД) является одним из наиболее нефтеперспективных регионов в Пермском Прикамье. Поиски и разведка месторождений углеводородов на данной территории затруднены вследствие
сложного геологического строения: нижнепермских рифов и соляной толщи; дополнительным фактором, затрудняющим проведение работ на нефть
и газ, являются развитая речная сеть, значительная заболоченность. Ряд
месторождений и структур законсервирован или недоразведан вследствие
нахождения в санитарно-охранной зоне водозаборов и на участках промышленных запасов Верхнекамского месторождения калийных солей.
В СолД поисково-разведочные работы на нефть и газ вначале выполнялись, в основном, на участках отсутствия калийной толщи, позднее и
в пределах калийной залежи был выявлен ряд структур по верхнедевонскотурнейским отложениям. Роль гравиметрии связана с изучением тектонического и плотностного строения территории, гравиметрическим сканированием различных интервалов глубин (кровля тульских терригенных и ар45
тинских карбонатных отложений, соляной толщи) и выделением локальных объектов.
КЛАССИФИКАЦИЯ СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ, ИХ ЛИТОЛОГОЕМКОСТНЫЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ
Боркун Ф.Я.
(ФГУП «ЗапСибНИИГГ», г. Тюмень)
Все многообразие сложных коллекторов чехла и фундамента Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна предлагается дифференцировать по трем основным литолого-физическим параметрам:
1) по вещественному составу твердой фазы скелета и цемента;
2) по соотношению и роли фильтрационно-емкостных характеристик
коллектора;
3) по типу внутриемкостного флюида коллектора.
По вещественному составу твердой фазы коллекторов в Западной
Сибири встречены:
- заглинизированные коллектора
- органосодержащие коллектора ( с гумусовой и сапропелиевой органикой)
- карбонатные коллектора
- пиритосодержащие коллектора
- глауконитосодержащие коллектора
- бокситосодержащие коллектора
- цеолитосодержащие коллектора
- коллектора «кор выветривания».
По структуре фильтрационно-емкостных свойств могут быть выделены:
- тонкопоровые
- трещинные
- порово-трещинные
- порово-кавернозные
- трещинно-кавернозные
- каверно-поровые.
По типу внутрипорового флюида следует выделить:
- коллектора с аномально низкой минерализацией пластовых вод (менее
5,0 г/л)
- засолоненные коллектора
- гидратсодержащие коллектора
- многолетнемерзлые породы.
При литолого-емкостном моделировании сложных коллекторов
определяется объемный вклад каждого i-го компонента: кварца, полевого
46
шпата, обломков пород, глинистого, карбонатного цемента, открытой и
эффективной пористости.
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ, НАСЫЩЕННОЙ
УГЛЕВОДОРОДОМ
Гусейнов Г.Г.
(Учреждение РАН, Институт физики
Дагестанского научного центра РАН)
Исследования теплопроводности () пористых сред, насыщенных
жидкостями необходимы: для моделирования фундаментальных основ вытеснения нефти из пластов; изучения структуры теплового поля земной
коры, и процессов, связанных с поисками, разведкой, разработкой нефтяных и газовых месторождений; способствует расширению задач термокаротажа.
Измерения  пористой среды проведены методом плоского горизонтального слоя, с погрешностью, не превышающей 1.2%.
В работе обоснован выбор модельных объектов исследования пористых проницаемых спеченных материалов из стекла.
Образцы имели диаметр 0,042м. и толщину 0,003м.
В работе, приведены результаты экспериментального исследования эффективной теплопроводности (эфф) пористого стекла, с размерами пор 160 мкм, насыщенного н-гептаном (С7Н16) в интервале температур
290-370K и давлениях 1.333Па-10МПа. Выявлены механизмы передачи
тепла, изучалось влияние температуры и давления, оценивалась роль молекул С7Н16, находящегося внутри пор, на поведение эфф пористого стекла.
Построены графики зависимостей эфф от температуры и давления,
которые показывают, что с увеличением температуры эфф пористого стекла, насыщенного С7Н16 растет, кроме того, она растет и с увеличением давления от 0.1МПа до 10МПа. Рост эфф в зависимости от температуры, для
пористого стекла, насыщенного С7Н16 составляет 11,03%, и что рост эфф
происходит почти по линейному закону.
Анализ результатов измерения показывает, что эфф пористой среды
насыщенной С7Н16 в основном осуществляется  основы-скелета пористого
материала-стекла, и имеет место фононный механизм передачи тепла.
Теплопроводность пористого образца насыщенного С7Н16 меньше 
стекла, из которого она изготовлена. Это по нашему мнению можно объяснить за счет возникновения теплового сопротивления-искривления линий
теплового потока и их стягиванием к точкам касания зерен.
Приведены сравнения эфф пористого стекла, одних и тех же образцов, насыщенных н-пентаном, н-гексаном, н-гептаном, н-деканом.
47
Сделан вывод о влиянии молекулярного веса насыщающей жидкости
на эффективную теплопроводность.
РАЗЛОМНО-БЛОКОВАЯ МОДЕЛЬ ЮЖНОГО СКЛОНА НЕПСКОБОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ЯРАКТИНСКОГО
И АЯНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ)
Постникова О.В., Пошибаев В.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Ярактинское и Аянское месторождения расположены на юговосточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы юга Сибирской платформы. Основные запасы углеводородов связаны с нижневендскими продуктивными отложениями, залегающими на породах фундамента. Особенностями строения исследуемых месторождений является сложность геологического строения, заключающаяся в литологической неоднородности
продуктивных отложений, изменчивости стратиграфического объема, состава, а также в наличии сложной разломно-блоковой структуры.
Исследуемые объекты характеризуются высокой степенью гетерогенности разломно-блоковой структуры, обусловленной сочетанием нескольких систем разломов различной ориентировки. В пределах исследуемых месторождений по данным космодешифрирования, анализа данных
магнито- и гравиразведки А.В. Постниковым, В.И. Рыжковым было закартировано 5 диагональных взаимно-ортогональных систем разломов. Идентификация сразу пяти систем на территории месторождений свидетельствует о сложности тектонического строения объектов и непростой истории геодинамического развития исследуемого региона.
Блоковое строение месторождений подтверждается также различным
гипсометрическим положением флюидных контактов.
Нижневендские продуктивные отложения в пределах исследуемых
месторождений перекрыты мощными кембрийскими соленосными отложениями усольской, бельской, ангарской свит. В усольской свите в разрезе
наблюдается несколько уровней внедрения трапповых силлов. Внедрение
трапповых силлов, вероятно, происходило в позднепалеозойское время по
магмаподводящим каналам, находившихся в пределах зон разломов. Изучение распространения уровней трапповых силлов в разрезе и по площади,
а также изучение изменения их мощности позволило выявить зоны разломов, по которым имели место проявления траппового магматизма. Выделенные зоны разломов показали хорошую сходимость с разломноблоковой моделью, построенной по данным космодешифрирования, данным магнито- и гравиразведки. Местоположение разломов также подтверждается наличием положительных аномалий в распределении толщин соленосных отложений усольской, бельской и ангарской свит. Изменение
48
мощностей соленосных отложений связано с проявлением соляной и разломно-блоковой тектоники.
ПРИНЦИПЫ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА
СОСТОЯНИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
Гудымов А.В.
(ОАО «Газпром промгаз»)
Освоение нефтегазоносных бассейнов характеризуется значительной
динамикой оценки углеводородного потенциала. В системе платного
недропользования на всех стадиях поисково-разведочных работ (ПРР)
кроме количественной оценки ресурсного потенциала исследуемого региона возникает необходимость проведения и экономической оценки ценности недр, в основе которой лежит количественная оценка углеводородного.
В следствии этого возникает насущная необходимость проведения постоянного геолого-экономического мониторинга.
Геолого-экономический мониторинг состояния сырьевой базы углеводородов – это сумма методов, технологических приемов и программ
комплексной оценки объекта исследования, начиная с момента определения перспектив его нефтегазоносности и кончая определением основных
направлений поисково-разведочных работ.
Разработанная методика применима на ранней стадии изучения объекта, когда требуется определить и дифференцировать основные направления ПРР и включает: количественную оценку начальных потенциальных
ресурсов объекта исследований, определение перспективных территорий с
наибольшими прогнозными ресурсами и выделение участков предпочтительных
для
приобретения
прав
недропользования,
геологоэкономическую оценку ресурсов этих территорий и определение первоочередных направлений геологоразведочных работ.
Последний этап разработанной методики – ранжирование локальных
объектов на исследуемой территории по степени предпочтительности.
Этим этапом завершается технологическая цепочка исследований, согласно которым разрабатывается план ПРР региона (комплекса пород) и проводятся геолого-разведочные работы согласно этому плану. Полученная
геолого-геофизическая информация анализируется и интерпретируется
геологами – экспертами, что расширяет их знания о исследуемом регионе
или комплексе пород и позволяет уточнить качественную и количественную оценку его сырьевой базы, а также снизить неопределенности при
определении зон наивысших остаточных перспектив газонефтеносности и
провести уточненную геолого-экономическую оценку локализованных ресурсов, т.е. цепочка геолого-экономического мониторинга получает обратную связь.
49
В дополнение к общей схеме при необходимости проводится предварительная оценка инвестиционной привлекательности проектов освоения
прогнозируемых к открытию газовых месторождений.
СТРУКТУРА АДАПТИВНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ДАННЫХ КОМПЛЕКСА ГИС
Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Результаты петрофизического моделирования способствуют выявлению и обобщению закономерностей, обнаруживающихся в многообразии
накопленных эмпирических данных. В первую очередь, такие закономерности установлены для гранулярных коллекторов. Инструментом их выявления являются петрофизические модели остаточной водо- и нефтенасыщенности, эффективной (динамической) пористости, и принцип петрофизической инвариантности. Модели используют минимальное число физически измеримых переменных («характеристических параметров») при
обеспечении высокой точности описания разнообразия свойств коллекторов, неоднородных по морфологии и минеральному составу.
По характеристическим параметрам производится адаптивная
настройка интерпретационных алгоритмов (путем использования керновых данных для построения петрофизической модели, или привлечением
априорной петрофизической информации по объекту моделирования - при
дефиците или отсутствии керновых данных).
Интерпретационным параметром является петрофизический инвариант (нормированные эффективная или динамическая пористости), взвешенный по вкладам «однометодных» погрешностей каждого метода.
Принципиальные позиции адаптивной технологии представлены на
следующей схеме:
Настоящая технология обеспечивает настройку интерпретационных
алгоритмов на состав и свойства компонент твердой фазы коллекторов,
свойства промывочной жидкости в скважине, минерализацию пластового
50
флюида. Настройка не требует наличия в разрезе опорных пластов, достаточно располагать пластами коллекторов, охватывающих основной диапазон изменения ФЕС.
ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЛАБОРАТОРНЫМИ
МЕТОДАМИ
Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н.
(ООО «ПечорНИПИнефть» , РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Анизотропия пластовых систем проявляется в анизотропии физических свойств, определяемых различными методами. В основе изучения
анизотропии физических свойств лежит тензорное представление свойств
и используется известный принцип Неймана, согласно которому симметрия любого физического свойства должна включать в себя элементы симметрии исследуемого материала. Для коллекторов нефти и газа такими
элементами являются: ориентация зерен, направленность поровых каналов
и др. Принцип Неймана предполагает однородность элементов симметрии
в объеме исследуемого образца. Однако для сложнопостроенных карбонатных коллекторов может быть несколько элементов симметрии – симметрия гранулярных пор, зёрен, трещин и каверн. Эти элементы могут образовывать свои преимущественные направления симметрии, которые
меняются в зависимости от объема изучаемых кернов.
Для выявления области применимости принципа Неймана проводились изучения анизотропных свойств газопроницаемости и скорости распространения упругих волн на полноразмерных образцах керна. Проведённые экспериментальные исследования показали, что помимо вертикальной анизотропии для коллекции образцов характерна азимутальная
анизотропия в плоскости напластования. Проницаемость в различных
направлениях кратно отличается. Исследования интервального времени в
различных направлениях показали, что имеются корреляционные зависимости между направленной проницаемостью и временем распространения
упругих волн по направлению. В сложнопостроенных каверново-пористых
образцах отмечены случаи отсутствия корреляции между анизотропными
свойствами, что требует специальных исследований.
51
ОСОБЕННОСТИ ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА
НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ В СЕЙСМООПАСНЫХ РЕГИОНАХ
НА ПРИМЕРЕ КАМЧАТКИ
Ившина Е.В., Силантьев Ю.Б.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
В настоящее время нефтегазоносные площади Западной Камчатки
являются первоочередными для ОАО «Газпром» объектами освоения.
Проводится разведка и разработка четырех газоконденсатных месторождений западного побережья Камчатки. В ближайшие годы планируются к
проведению ГРР нефтегазоперспективные площади побережья и шельфа
Западной Камчатки. Основные потребители газа расположены в районе г.
Петропавловска-Камчатского. В 2010 г. ожидается ввод в эксплуатацию
магистрального газопровода «Соболево – Петропавловск-Камчатский», который протягивается вдоль западного побережья Камчатки, а затем, примерно на широте города пересекает южную часть Камчатки до ее восточного побережья.
В тектоническом плане Камчатский регион представляет собой активную континентальную окраину (зону субдукции близкого к японскому
типа), для которой характерна высокая сейсмическая и вулканическая активность. Обстановка осложняется тем, что в районе Командорских островов и Камчатского полуострова расположено сочленение КурилоКамчатской и Алеутской зон субдукции.
Несмотря на то, что западное побережье Камчатки достаточно удалено от собственно зоны контакта тектонических плит, в районе действующих месторождений возможны редкие магнитудой до 4-4,5 землетрясения, которые могут вызвать аварии и разрушения газодобывающей инфраструктуры, том числе нарушение затрубного пространства продуктивных
скважин. По-другому прогнозируется ситуация с магистральным газопроводом до г. Петропавловска-Камчатского. Южная его часть, которая пересекает Южную Камчатку до восточного побережья, проходит через самые
сейсмически и вулканически активные районы Камчатки. Таким образом,
наблюдается необходимость формирования системы геодинамического
мониторинга.
Представляется целесообразным для снижения инженерногеологических рисков создание:
 площадного Западно-Камчатского геодинамического полигона на территории Кшукского и Нижне-Квакчикского ГКМ и СевероКопаковского лицензионного участка;
 формирование линейного геодинамического полигона вдоль трассы магистрального газопровода.
52
Предлагаемая система должна иметь комплексную структуру, в том
числе быть обеспечена высокоточным лазерным нивелированием, сетью
геомеханических датчиков, сетью пунктов GPS наблюдений.
МЕТОДОЛОГИЯ ПРЕДИНВЕСТИЦИОННОГО АНАЛИЗА ОЦЕНКИ
РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ
АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ковалёва Е.Д.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Эффективность реализации долгосрочных инвестиционных программ по освоению ресурсов углеводородов (УВ) крупных территорий
(нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей) зависит от
множества факторов. Одним из таких базовых факторов является достоверность оценки ресурсов УВ перспективных территорий. В качестве одного из показателей достоверности региональных оценок в большинстве
случаев рассматривается разведанность начальных суммарных ресурсов
(НСР). Очевидно, что чем выше разведанность, тем достовернее оценка
НСР. Однако, комплексным статистическим параметром, характеризующим состояние освоенности (и очевидно достоверности оценки) является
структура НСР УВ.
В 2001-2005 гг. В.И. Старосельский для оценки достоверности НСР
предложил использовать следующие показатели: интервал неопределенности (ИН) и интервал относительной неопределенности (ИНО). Предлагаемый автором вариант вероятностной кластеризации ресурсов (по вероятностям Р95, Р75, Р50, и Р5, приуроченным собственно к интервалам категорий запасов и ресурсов Qнак+АВС1, Qнак+АВС1С2, Qнак+АВС1С2С3 и НСР)
позволяет проводить априорный анализ достоверности оценок НСР имеющихся приближений.
Наибольшей величиной ИНО характеризуется оценка НСР УВ Гыданской НГО, что обусловлено меньшей изученностью данного региона.
На это в частности указывает анализ структурной сбалансированности
НСР (вариант графической оценки), методика которого предложена В.П.
Орловым в 1993-1995 гг.
Проведенный анализ достоверности оценок НСР основных НГК рассматриваемых субъектов указывает на низкую достоверность оценок УВ –
потенциалов юрского и неоком-ачимовского нефтегазоносных комплексов
и слабоизученной территории Гыданской НГО.
Моделирование вероятностной кластеризации НСР, анализ на ее основе, достоверности оценок НСР, анализ их структурной сбалансированности, позволяет оценивать интервальные (минимальный и максимальный)
объёмы ГРР, в первую очередь буровых работ, величин возможного при53
роста запасов УВ промышленных категорий, следовательно, его следует
рассматривать в качестве составляющих методологии прединвестиционного анализа реализации крупных (региональных) нефтегазовых программ.
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПОРОД В
ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
При длительной эксплуатации скважин на больших депрессиях возникает неоднородно напряженное состояние пород из-за уменьшения пластового давления в коллекторе по отношению к вмещающим глинам. Этот
процесс приводит к необратимому уплотнению вмещающих глинистых
пород, возрастающему по мере приближения к стенке скважины в соответствии с создаваемой в пласте воронкой депрессии.
Для оценки данного эффекта разработана методика, в основу которой положено сопоставление кажущейся пористости пород, рассчитанной
по геофизическим методам (электрическим и нейтронным), зарегистрированным до начала ввода скважины в эксплуатацию, и методам, зарегистрированным в обсаженном стволе после периода длительной эксплуатации
скважины с большой депрессией (акустический). Изменения кажущейся
пористости во вмещающих глинах в радиусе исследования методов достигают нескольких процентов.
Анализ поведения покрышек и глинистых перемычек на подземных
хранилищах газа, подвергающихся сезонным знакопеременным нагрузкам
в периоды отбора и закачки газа, показал, что за период 2-3 месяца при изменении пластового давления на 4-6 МПа существенных изменений в
вмещающих глинистых породах не происходит. В эксплуатационных
скважинах, подвергающихся длительному снижению давления, по данным
ГИС отмечается устойчивый эффект необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород.
Такой анализ проведен для пластов группы АВ Ватьеганского месторождения и пластов БВ Повховского месторождения. Наибольший эффект
необратимого уплотнения глин установлен для менее уплотненных пластов группы АВ. Показано, что снижение пластового давления отмечается
не только в интервалах перфорированных пластов, но и в неперфорированных проницаемых пропластках, отделенных от основного пласта глинистыми перемычками, что свидетельствует о гидродинамической сообщаемости данных объектов и требует учета при построении гидродинамических моделей залежей.
Неравномерное напряженное состояние пород, сформировавшееся в
процессе длительной эксплуатации, оказывает существенное влияние на
54
эффективность ГРП. Контроль за ГРП методом волнового акустического
каротажа показал, что трещина ГРП в вертикальном направлении часто
развивается несимметрично относительно интервала перфорации, а преобладает направление в сторону пород с пониженным поровым давлением.
УТОЧНЕНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКОГО И
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО
РАЙОНИРОВАНИЯ ДЕНИСОВСКОГО ПРОГИБА
В РАМКАХ ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Носов А.П., Савельева А.А., Борщевская Н.И.
(ООО «ПечорНИПИнефть»)
В связи с приобретением огромного Денисовского лицензионного
участка, характеризующегося слабой изученностью сейсмическими исследованиями и поисковым бурением, в настоящее время ООО «ЛУКОЙКоми» выполнен большой объём по переобработке в единой системе
«PROMAX» ранее проведённых сейсмических материалов 2D, выполнены
новые сейсморазведочные работы 2D, а также 3D на подготовленных
структурах и выявленных залежах. Кроме того, проведённое поисковое
бурение позволило открыть месторождения с залежами в отложениях
верхнего девона и среднего карбона.
По результатам проведённых геологоразведочных работ представляется возможным уточнить тектоническое районирование в пределах лицензионного участка.
Участок расположен в пределах Денисовской впадины и прилегающей западной части Колвинского мегавала. В Денисовской впадине уточнены границы между следующими тектоническими элементами II порядка:
Тибейвисской депрессии – с запада, Лайского вала – в центральной части,
Верхнелайской депрессии – с востока и Лодминской перемычки – на юге,
отделяющая Денисовскую впадину от Большесынинской, что позволяет
оценить по новому перспективы нефтегазоносности входящих в них подготовленных и выявленных структур.
ТЕХНОЛОГИИ СЕЙСМОГРАВИТАЦИОННОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ ПОИСКАХ И
РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Кобрунов А. И., Кулешов В. Е., Шилова С. В.
(Ухтинский государственный технический университет)
Прогноз нефтегазоносности основывается на физико-геологических
моделях сред, получаемых при анализе геолого-геофизических данных. От
55
того насколько достоверно и полно изучены эти модели, зависит эффективность всех последующих геологоразведочных работ на нефть и газ.
Разрабатываемые технологии сейсмогравитационного моделирования относятся к процедурам, реализующим методы извлечения информации из геолого-геофизических данных на основе совместной сейсмогравитационной инверсии, основанной на критериальном подходе. Построение
согласованных скоростных и плотностных моделей обеспечивает существенное повышение достоверности результатов геологического моделирования за счет эффекта синергизма, связанного с рассмотрением модели
среды как системы со взаимозависимыми параметрами.
Технологическое решение задачи совместного моделирования реализовано в совокупности программных продуктов GCIS, SIGMA, GRAN и
GeoVIP, имеющих модульную структуру и обеспечивающих подключение
дополнительных вычислительных модулей, подготовку и визуализацию
данных.
В настоящее время совершенствуются алгоритмы и вычислительные
схемы эволюционно-динамического подхода к моделированию:
 выполняются тестовые расчеты и расчеты на реальном материале;
 разработаны теоретические основы новых вычислительных схем и
алгоритмов в которых обеспечивается прямое моделирование движения вещества, и динамики структур с использованием геофизических полей как краевых условий, доопределяющих геодинамические
параметры развития модели;
 выработаны типовые модели с распределенными параметрами для
задач нефтегазовой геофизики и формируется база данных для последующего моделирования;
 выполняется совершенствование программно-алгоритмического
обеспечения обеспечивающего реконструкцию распределенных параметров литосферы на основе эволюционно-динамических принципов.
Созданная технология апробирована при построении сейсмогравитационных моделей различных нефтегазоносных районов.
Работы выполняются при поддержке ФЦП «Научные и научнопедагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.
56
ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ПОИСКОВООЦЕНОЧНЫХ РАБОТ В ПРЕДЕЛАХ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.Н. Бородкин, Комгорт М.В., Латышев А.В., Мельников А.В.
(ТГНГУ, г. Тюмень)
Методический подход при выборе основных зон концентраций поисково-оценочных работ складывается из нескольких направлений.
На начальных этапах исследований по нефтегазоносным комплексам
(НГК) составляются карты плотностей ресурсов углеводородов (УВ), выделяются зоны с наиболее высокой плотностью ресурсного потенциала.
Далее производится сопоставление между собой карт плотностей по
различным НГК, выделяются зоны совпадения в плане с наиболее высокой
плотностью ресурсов УВ, т.е. выделяются зоны нефтегазонакопления.
Следующее направление исследований связано с детализацией строения НГК, включающее расчленение их на сейсмофациальные комплексы
(резервуары, клиноформы).
По резервуарам в юрском и неокомском НГК и клиноформам ачимовского НГК составляется комплект карт характеризующих их геологическое строение, а также карты перспектив нефтегазоносности, на которых
отображена структурная основа, вынесены контуры всех выявленных залежей УВ и перспективных объектов.
Следующим этапом при выборе зон концентрации или положения
проектных поисково-оценочных скважин является анализ карт перспектив
нефтегазоносности по резервуарам юры, неокома и клиноформам ачимовской толщи. Данный анализ заключается в сопоставлении в плане карт резервуаров и клиноформ и выделение первоочередных участков, отвечающих совпадению в плане перспективных объектов по различным стратиграфическим уровням.
Анализ карт плотностей ресурсов УВ ачимовского и неокомского
НГК показал, что зоны с наиболее высокой плотностью по обоим комплексам отвечают южной части Гыданской нефтегазоносной области (НГО),
Большехетской впадине, Уренгойскому и Пурпейскому нефтегазоносным
районам (НГР). Именно с данными зонами связан основной объем планируемого поисково-оценочого бурения. По среднеюрскому НГК наиболее
высокие плотности УВ приурочены к Гыданской НГО, северной части
Большехетской впадины, Тазовскому полуострову и Нерутинской впадине.
Исходя из вышеизложенного, выбраны основные направления и намечены
объемы глубокого бурения. Большая часть скважин одновременно решает
задачу оценки перспектив нефтегазоносности юрского, ачимовского и
неокомского НГК. Такой подход снижает степень риска бурения «пустых»
скважин, соответственно, увеличивает величину подготовки промышленных запасов УВ.
57
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ТАТАРСТАНА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ
СКВАЖИНАМИ
Малофеев В.В.
(ТатНИПИНефть)
В регионе деятельности ОАО «Татнефть» выявлено 149 залежей высоковязких нефтей, освоение которых сдерживается ввиду отсутствия высокоэффективных технологий разработки. Полигоном для отработки различных технологий являются Ашальчинское и Мордово-Кармальское месторождения. На Ашальчинском месторождении испытывались следующие технологии:
- паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м с 1989 по 1993 гг. и в 2001, 2002 гг.;
- парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе 533 с
расстоянием между скважинами 100 м в 1991 г.
Реализация технологий закачки теплоносителя в вертикальные скважины связана с проблемами: пласт не принимает закачиваемые флюиды
вследствие исходной низкой приемистости пласта, языкообразования из-за
малой подвижности тяжелой нефти, выноса песка. Кроме того, при разработке с использованием вертикальных скважин требуется применение плот
В связи с этим, в настоящее время весьма актуальным и рациональным
направлением улучшения использования трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей является переход на системы разработки месторождений с
применением горизонтальных скважин (ГС). Горизонтальные скважины в
настоящее время широко используются в процессах добычи тяжелых
нефтей и природных битумов в США, Канаде и Венесуэле.
Основное преимущество ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в
разработку большую часть коллектора, увеличить производительность,
ускорить добычу и сократить конусное обводнение. Несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование
горизонтальных технологий для разработки месторождений тяжелой
нефти является высокоэффективным мероприятием.
При разработке залежей с тяжелой нефтью или залежей, имеющих
низкую подвижность, горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Использование данной технологии повышает эффективность закачки пара - увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади
прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади
дренирования скважины.
58
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ В БАССЕЙНЕ ШОНХОНГ
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА СРВ
Литвинова Е.А.
(ОАО «Газпром»)
Кайнозойский осадочный бассейн Шонгхонг занимает большую
часть залива Бак-Бо в северной части континентального шельфа ЮжноКитайского моря. В пределах бассейна выделено множество мелких структур – Ханойский прогиб, впадина Хуэ, Центральный прогиб и др. Бассейн
имеет удлиненно-вытянутые очертания, опоясывая контуры береговой линии; на востоке ограничен разломом Шонгло, на севере и западе – береговой линией Вьетнама. Степень геолого-геофизической изученности не достаточно высокая. Рассматриваемая территория опоискована как минимум
десятью скважинами, обнаружившими газовые и газоконденсатные залежи. Однако крупные открытия, видимо, ожидаются в будущем. По прогнозной оценке, основанной на анализе общегеологической ситуации и
опыте поисково-разведочных работ в Кыулонгском, Южно-Коншонском,
Малайском, Саравакском и в прилегающих к ним бассейнах, можно сделать однозначный вывод о высоких перспективах нефтегазоносности
Шонгхонского бассейна. Углубление и расширение фронта поисковоразведочных работ неизбежно должно привести к открытию новых месторождений нефти и газа.
В строении рассматриваемого осадочного бассейна участвуют три в
различной степени дислоцированных комплекса пород (структурных этажей): кайнозойский, докайнозойский и докембрийский-раннепалеозойский
(кристаллический фундамент).
Кайнозойский комплекс является наиболее изученным, стратифицированным и представлен осадочными породами преимущественно олигоцен-миоценового возраста.
Докайнозойский комплекс представлен известняками девона (северовосточная часть бассейна), кристаллическими сланцами кембрия и эффузивными образованиями мезозойского возраста (базальты, туфы, туффиты).
Докембрийский-раннепалеозойский комплекс наименее изучен.
Наличие комплекса прогнозируется данными полевой геофизики в акватории и доказано на суше исследованиями выходов на поверхность массивов
магматических и метаморфических пород – гнейсов, сланцев, амфиболитов, кварцитов, гранитоидов, измененных вулканитов и т.д. На шельфе породы кристаллического фундамента образуют сложную блоковую структуру и залегают на глубине порядка 16 км. Докембрийскийраннепалеозойский комплекс представляется наиболее интересным для
59
изучения, т.к. в данном регионе на сегодняшний день вопрос образования
очагов генерации углеводородов остается дискуссионным.
Определяющую роль в формировании структуры бассейна Шонгхонг
сыграли процессы рифтогенеза. По данным Тиена Х.Д. начало этих процессов соответствует Гонхоайской фазе тектонических движений литосферных плит (245-208 млн. лет), наиболее интенсивное проявление соответствует фазе Кана (97-60,5 млн. лет).
Бассейн Шонгхонг расположен в зоне сочленения ИндоАвстралийской, Тихоокеанской и Евразийской литосферных плит, что
обуславливает высокую степень его тектонической напряженности; в системе классификации крупных тектонических элементов рассматриваемого региона отвечает структуре I порядка. Особенностью структуры является различие в строении юго-западного и противоположного северозападного бортов: юго-западный борт, обращенный к блоку мезозоид Индокитая, тектонически менее напряжен и имеет относительно пологие
склоны, северо-восточный борт имеет крутопадающие ступенчатые склоны. Эта особенность характерна для всех близлежащих кайнозойских впадин и обусловлена она, вероятно, обилием сносимого обломочного материала со стабилизированного блока мезозоид.
Важная роль в формировании бассейна принадлежит системе глубинных разломов Виньнинь, активизация которой, проявившись к концу
раннеолигоценового времени, способствовала формированию крупных
надвиговых структур и мощных зон дробления.
Шонгхонгский бассейн претерпел все фазы рифтогенеза и последующего сжатия, связанного с движением литосферных плит. В настоящее
время он также находится в тектонически активной фазе.
В виду относительной «молодости» активной фазы тектонической
истории региона познание закономерностей скопления углеводородов
Шонгхонгского бассейна является сложной геологической задачей, решить
которую возможно только путем комплексного опоискования структуры с
привлечением самых современных геолого-геофизических методов.
60
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
СЕВЕРО-ВОСТОЧНОГО ШЕЛЬФА О. САХАЛИН
Губарев Д.А.
(ООО «Газфлот»)
Шельф северо-восточного Сахалина достаточно хорошо изучен
региональными,
поисковыми
и
детальными
геофизическими
исследованиями.
Систематические геолого-геофизические исследования в регионе
начаты в период Международного геофизического года (1957 – 1958 гг.).
Основные результаты по геологическому строению шельфа северовосточного Сахалина получены после 1976 г. Начавшиеся с этого времени
интенсивные поиски нефти и газа на прилегающей акватории Охотского
моря, ознаменовались открытием в 1977 г. нефтегазоконденсатного
месторождения Одопту-море, по запасам значительно превышающего
любое из месторождений острова.
В 1984 г. в результате бурения первой скважины на Лунской
структуре, находящейся в пределах Ныйской антиклинальной зоны, было
открыто крупное газоконденсатное месторождение в песчаных
коллекторах дагинского горизонта (нижний-средний миоцен).
В границах Киринского блока, который в настоящее время
представляется наиболее перспективным, отработаны ряд объектов,
включающих сейсморазведку, набортную гравиметрию и магнитометрию.
К настоящему времени исследуемый район покрыт достаточно плотной (12 пог. км/км2) сетью сейсморазведочных профилей различной степени
детальности.
В результате выполненных работ построены карты изохрон и
структурные карты по сейсмическому горизонту 6, прослеженному выше
кровли дагинского горизонта, продуктивность которого подтверждена на
близ лежащих месторождениях, и сейсмическому горизонту 6а,
прослеженному в нижней части дагинского горизонта.
Уверенная привязка данных бурения к сейсмическим разрезам,
позволила с высокой степенью достоверности стратифицировать и
проследить отдельные стратиграфические горизонты в пределах
исследуемого участка. Результаты прогноза геологического разреза
позволили высоко оценить перспективы участка, наметить основные
нефтегазоперспективные горизонты и определить дальнейшее направление
геологоразведочных работ.
61
ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ВАРИАЦИЙ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ,
СВЯЗАННЫХ С ДВИЖЕНИЕМ ПЛАСТОВЫХ ВОД ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Полын И.И., Черепанов Н.В.
(ЗАО «Гравиразведка», ООО «Газпром добыча Надым»)
В работе изложены результаты исследований по определению влияния подземных вод на гравитационное поле на примере разработки сеноманской залежи Ямсовейского газового месторождения.
Основной гравитационный эффект в вариациях силы тяжести связан с влиянием поступивших в пласты подземных вод. При этом следует
различать случаи поступления краевых пластовых вод, двигающих газоводяной контакт (ГВК), подошвенных вод, находящихся ниже залежи газа и
прорывов вод из других водоносных горизонтов через ослабленные зоны
тектонических нарушений и разломов. В целом задача прогнозирования
зон обводнения скважин достаточно легко решается гравиметрическим методом контроля. Определение же вида поступающей в скважину воды, является также решаемой, но относительно трудной задачей.
Показано, что для успешного решения этих задач необходимо провести в течение года 3-4 цикла повторных гравиметрических измерений с
погрешностью до одного-двух микрогал по достаточно равномерной и густой сетке точек, позволяющей построить карту вариаций силы тяжести и
определить значения изменений поля не только в точках нахождения
скважин, но с одинаковой точностью и в межскважинном пространстве.
Эти работы должны сопровождаться с сопутствующими одновременными
измерениями высот пунктов наблюдений, уровня грунтовых вод, атмосферного давления, толщины снежного покрова и др.
В работе отдельно рассмотрены гравитационные влияния внедрения в пласты краевых, подошвенных и тектонических вод. При этом
наиболее сложным случаем является определение влияния тектонических
вод. Отличительной их особенностью является то, что они могут обводнить скважины где угодно – как в области контура ГВК, так и внутри контура, особенно в случае Ямсовейского газового месторождении, разбитого
на отдельные блоки множеством разломов различных направлений.
Поэтому для этого газового месторождения в прорыве вод во внутриконтурных ГВК участках заметную роль будут играть тектонически
ослабленные разломные зоны.
В работе предложена методика определения вариаций силы тяжести, связанных с подъемом ГВК под влиянием краевых пластовых, подошвенных и тектонических вод. Она включает также вопросы определения
скорости движения вод в горизонтальном и вертикальном направлениях и
определения времени полного обводнения скважин.
62
Найдены признаки, позволяющие отличить гравитационные влияния краевых пластовых, подошвенных и тектонических вод друг от друга.
На примерах некоторых основных источников гравитационного поля даны
оценки возможным значениям вариаций силы тяжести, связанных с внедрением вод в газоносные пласты.
ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ЗА СЧЕТ КАПИЛЛЯРНОЙ
ПРОПИТКИ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ СО
СЛОЖНОЙ СТРУКТУРОЙ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА
Костин Н.Г.
(ООО «ПечорНИПИнефть»)
Капиллярная пропитка нефтенасыщенных пород водой играет важную роль в процессе извлечения нефти. Этот процесс слабо изучен для
карбонатных коллекторов и требует проведения новых углубленных экспериментальных исследований.
Также остро стоит вопрос об освоении трудно извлекаемых запасов
углеводородов. Особую важность представляет вытеснение высоковязких
нефтей с высоким содержанием активных компонентов.
Цель работы
Интерпретация данных лабораторных исследований. Выделение основных факторов влияющих на капиллярное вытеснение нефти водой.
Учет сложного строения карбонатных пород. Установление особенностей
вытеснения высоковязких нефтей при высоких температурах.
Результаты исследований
Представление особенностей влияния следующих факторов:
- показатель смачиваемости поверхности твердой фазы
- пористость и проницаемость
- остаточная водонасыщенность
- структура пустотного пространства карбонатного коллектора
Моделирование методов повышения температуры пласта.
На основе достоверно полученных данных и их интерпретации выделены особенности капиллярного вытеснения нефти для слабоизученных
карбонатных коллекторов. Применение современного оборудования позволило рассмотреть явление пропитки воды в насыщенные высоковязкой
нефтью блоки при высоких температурах. Полученная информация повышает качество прогнозирования и интерпретации дальнейших исследований рассматриваемого процесса.
63
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В
МАЛОАМПЛИТУДНЫХ И НЕ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ
СТРУКТУРАХ ПО КОМПЛЕКСУ СЕЙСМОРАЗВЕДКАГРАВИРАЗВЕДКА НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-УСТЮРТСКОЙ
ВПАДИНЫ (РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН)
Закиров А.Ш.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Геологическая природа аномалий силы тяжести обычно обусловлена
суммарным влиянием ряда причин, основными из которых являются вариации мощности и плотностные неоднородности земной коры, петрографические неоднородности фундамента и рельеф его поверхности, морфология и плотностные неоднородности осадочного чехла. В каждом районе
один или сочетание нескольких факторов являются доминирующими при
подчиненном значении других.
Известно, что по данным гравиразведки можно описывать плановое
положение месторождений УВ, однако невсегда можно определить особенности строения структуры. В связи с чем были разработаны физические
основы комплексирования гравиметрического и сейсмического методов,
касающиеся в основном ловушек неантиклинального типа и малоамплитудных поднятий, которые играют все большую роль в прогнозировании
залежей УВ.
За счет комплексирования методов гравиразведки и сейсморазведки
в пределах Северо-Устюртской впадины были виделены потенциально
перспективные участки, где можно ожидать наличие возможных ловушек
УВ.
Приоритетным (первоочередным) районом рассматривается Чурукское поднятие, разделяющее Самский и Косбулакский прогибы. В его пределах и на границе с Самским прогибом можно ожидать наличие четырех
объектов. Далее следует территория Самского прогиба. В пределах Актумсукской системы дислокаций выделены 12 объектов. Два из них – Байтерек
и Теренгкудук подтверждены бурением. Теренгкудукская положительная
аномальная зона осложнена двумя малоамплитудными (до 0,5 мГал) положительными локальными аномалиями. Геологическая природа зоны определяется структурным фактором - палеозой-мезозойским одноименным
валообразным поднятием.
Совместный
анализ
геофизических
аномалий
(грави,магнитометрических, сейсмических) позволил выделить несколько малоамплитудных и потенциально перспективных участков, где можно ожидать наличие возможных ловушек УВ.
64
ОСОБЕННОСТИ ЛАБОРАТОРНОГО ИЗУЧЕНИЯ СЛОЖНЫХ
КАРБОНАТНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Порошин В.Д., Шутов С.С., Гурбатова И.П.
(ООО «ПечорНИПИнефть»)
Лабораторные исследования керна, в отличие от других методов
(ГИС, ГДИС), является прямым методом определения характеристик пород-коллекторов.
Определение физических свойств пласта по результатам анализа
кернового материала опирается на установленные государственные и отраслевые стандарты, согласно которым используются образцы керна
«стандартного» размера. Такой подход сложился на основе длительного
изучения относительно простых гранулярных коллекторов, обладающих
узким диапазоном распределения пор по размерам.
Определение петрофизических характеристик трещинно-каверновопоровых коллекторов требует специальных методических приемов. Использование образцов с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром позволяет повысить информативность лабораторных исследований. Объем образца полноразмерного керна превышает объем образца
стандартного размера в ≈ 30-40 раз. Рассмотрены особенности определения пористости, проницаемости, проведения потоковых исследований на
образцах полноразмерного керна.
Выполнены специальные исследования на образцах различного размера. Сравнительный анализ определения фильтрационно-емкостных
свойств на полноразмерном керне и образцах стандартного размера свидетельствует, что при изучении сложнопостроенных коллекторов, обладающих смешанным типом пористости и характеризующихся полимодальными распределениями пор по размерам, образцы стандартного размера уже
не характеризуют особенности внутрипоровой структуры, в частности взаимосвязанности пор на различных масштабных уровнях. При моделировании процессов вытеснения кинетика процесса на образцах стандартного
размера в полной мере не отображает истинной картины в условиях пласта.
Необходима разработка нормативных документов, регламентирующих проведение исследований на образцах полноразмерного керна с учетом современных требований системы качества.
65
МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ АЧИМОВСКОЙ
ТОЛЩИ НА СЕВЕРО-ЗАПАДНОМ СКЛОНЕ СУРГУТСКОГО
СВОДА
Кулик Л.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В данной работе рассмотрена геологическая модель и нефтегазоносность ачимовской толщи на примере Восточно–Перевального месторождения.
Особенностью разреза Восточно-Перевального месторождения является его переходный тип от морского к прибрежно-морскому. На месторождении установлена промышленная нефтеносность продуктивных пластов Ач3, Ач1. На изучаемой площади ачимовские отложения залегают
между глинистыми пластами-реперами, уверенно выделяемыми на диаграммах ГИС. Нижний региональный репер представлен аргиллитами баженовской свиты, сверху толща перекрывается глинистыми надачимовскими отложениями. Внутри ачимовского разреза выделяются несколько
локальных реперных пластов глин толщиной 3-15 м. Указанные пласты
разделяют ачимовскую толщу на несколько самостоятельных объектов.
Песчаники и песчаные алевролиты в ачимовском разрезе присутствуют, в
основном, в восточной части месторождения. На запад в сторону развития
глубоководной части палеобассейна толщина пластов резко сокращается за
счет исчезновения из разреза песчаных и алевролитовых прослоев. В центральной и западной частях ачимовский разрез представлен, в основном,
маломощными глинистыми отложениями.
В процессе работы построена модель пласта Ач3. Пласт развит только в пределах Восточного купола месторождения. Западной границей его
распространения являются отложения аномального разреза баженовской
свиты. Общие толщины пласта изменяются 6,9м до 33,2м, в среднем по
пласту 25м. Линия замещения пласта Ач3 проходит вдоль крутого северовосточного склона, который хорошо виден на структурных картах по ОГ В
резким сгущением изогипс. Далее на северо-восток структура палеорельефа приобретает структуру пологого склона, где в активных гидродинамических условиях и накапливался песчаный материал пласта Ач3. Пласт
развивается далее на восток.
В связи с этим большое практическое значение приобретает, геологическое моделирование и выявление условий осадконакопления нижнемеловых отложений Широтного Приобья для прогнозирования в них ловушек неантиклинального типа, которые в настоящее время являются одним из основных резервуаров для прироста запасов в изучаемом регионе.
66
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ
ЯМАЛЬСКОЙ НГО
Соин Д.А
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
В перспективе ныне действующие центры газодобычи (ЦГД) будут
дополнены новыми, прежде всего в пределах арктических субрегионов Западной Сибири (Ямал, Гыдан, Большехетская впадина, шельф Карского
моря, включая губы и заливы). В ближайшей перспективе основной ЦГД
будет сформирован на полуострове Ямал, освоение ресурсов которого
начнется в первую очередь с разработки самых крупных месторождений:
Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштеннское, в последствии новый
ЦГД будет создан на северо-востоке полуострова (месторождения Тамбейской группы и Малыгинское).
Планируемое начало освоения южной части полуострова сдвинуто
на более позднюю перспективу. Между тем, здесь расположен крупный
узел нефтегазонакопления, в его пределах открыто 8 месторождений, из
них 2 нефтегазоконденсатные, в которых уже открытые значительные запасы нефти, сопоставимые с запасами газа. Центральное место занимает
Новопортовское месторождение – уникальное по своим геологическим
особенностям для северных районов Западной Сибири.
В геологическом строении южные районы Ямала существенно отличаются от северных, в частности, от Нурминского мегавала. Территория
характеризуются слабой выдержанностью по площади основных нефтегазоностных резервуаров - горизонтов новопортовской (НП1-12) и тюменской
свит (Ю2-Ю4 и др.), породы которых испытали большее влияние интенсивной дизъюнктивной тектоники, последняя способствовала образованию
крупнейших залежей нефти Новопортовского НГКМ (за счет мощной дегазации недр). АВПД в юрских отложениях, регионально развитое на севере ЗСМП, на территории южного Ямала не наблюдается. В отличие от
конседиментационного развития большинства структур на севере, в южных районах на многих площадях отмечается несовпадение структурных
планов по основным стратиграфическим поверхностям, особенно по нижним горизонтам осадочного чехла. Относительно неглубокое залегание основных нефтегазоносных комплексов обусловило спокойный тепловой
режим во всем объеме осадочного чехла. Все эти факторы повлияли на
развитие нефтесодержащих залежей на юге полуострова в отличие от преимущественно газоносных районов Нурминского мегавала и северной части полуострова.
67
ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАХОРОНЕНИЯ
ЖИДКИХ ОТХОДОВ ГАЗОВЫХ КОМПЛЕКСОВ МЕТОДОМ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Фокина Л.М., Шваров Ю.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», МГУ им. М.В. Ломоносова)
При подземном захоронении промстоков газовых комплексов прогнозная оценка кольматации пласта–коллектора основывается на вероятности осаждения карбонатов кальция и гипса, гидроокислов железа и
кремния при смешении стоков с пластовой водой. Рассчитывается компонентный состав промстока и пластовой воды с учетом комплексных и ионных форм в поверхностных условиях, выполняется реконструкция состава
пластовой воды в условиях залегания, рассчитывается состав смеси
«промсток - пластовая вода» в различных соотношениях при постоянной
температуре и постепенном сбросе давления от призабойной зоны вглубь
пласта. Моделирование выполняется с учетом водорастворимых органических соединений, в составе газовой фазы учитываются CO2 и CH4.
Моделирование выполнялось с помощью программного пакета HCh,
включающего базу термодинамических параметров «Unitherm» и программу расчета химических равновесий системы «Gibbs» методом минимизации свободной энергии.
В результате моделирования для
Щелковского ПХГ установлено (рис.
1)
отсутствие кольматации пласта
карбонатами. Кольматация скважины
при подъеме пластовой воды с газом
на поверхность в связи со сбросом
давления оценивается в 221 мг кальцита на литр.
Рис. 1 – Щелковкое ПХГ. Степень насыщения по карбонатам в смесях промстока с пластовой водой при
различных отношениях объемов.
При закачке производственных и бытовых стоков Уренгойского НГК (рис. 2) следует учитывать железо, содержащееся в них в
больших количествах и способное
вызывать кольматацию пиритом
наряду с осаждением кальцита.
Заметного эффекта от введения в
раствор метанола в концентрациях
1
Степень насыщения по минералам
0.1
0.01
0.001
0.0001
0.00001
Кальцит
0.000001
Доломит
Магнезит
0.0000001
8:1
(180 бар)
4:1
(165 бар)
2:1
(150 бар)
1:1
(135 бар)
1:2
(120 бар)
1:4
(105 бар)
1:8
(90 бар)
Количество выпавшего минерала, моль
1.6E-03
Пирит
1.4E-03
Кальцит
1.2E-03
1.0E-03
8.0E-04
6.0E-04
4.0E-04
2.0E-04
0.0E+00
0
10
20
30
40
50
60
Доля пластовой воды, %
68
70
80
90
100
до граммов на литр моделирование не показало.
Рис. 2 – Уренгойское НГКМ. Выпадение минералов из смеси сток
КНС-61 – пластовая вода.
ВЛИЯНИЕ ФУНДАМЕНТА НА ФОРМИРОВАНИЕ ЛОВУШЕК
УГЛЕВОДОРОДОВ В НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ НА ПРИМЕРЕ НИЖНЕШАПШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Иванова О.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение расположено в западной части Салымского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Исследуемая территория в тектоническом отношении
находится на стыке северного окончания Верхнее-Демьянского мегаантиклинория и горстов складчатых комплексов
внутренних впадин
(Надым-Хантымансийской впадины). На востоке находится небольшой по
ширине и протяженности грабен-рифт. Промышленная нефтеносность месторождения связана с продуктивным пластом АС111 черкашенской свиты
неокома. В продуктивном пласте АС111 на Нижне-Шапшинском месторождении выделено 2 залежи нефти. В настоящее время на месторождении
пробурено всего 85 скважин, в том числе 13 разведочных, проведены сейсмические работы МОГТ-3Д.
Фундамент на исследуемой территории характеризуется сложным
строением. Он разбит на блоки и по геоморфологическому типу представляет собой систему хребтов с многочисленными отрогами и впадинами.
Сложность строения фундамента определяется наложенностью унаследованных тектонических движений, протекавших в мезозое и кайнозое и
литотологическим составом, слагающих доюрский комплекс пород, подвергшихся длительному размыву. Основную часть территории занимает
раскрывающийся в северо-восточном направлении сложнопостроенный
выступ меридионального направления.
По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-3Д и данным бурения скважинам на территории Нижне-Шапшинской площади был проведен анализ толщин с целью определения истории формирования и развития песчаных тел. Формирование юрских и меловых отложений происходило в платформенных условиях и сохранило унаследованный характер от
поверхности доюрского. Формирование пласта АС111 происходило в условиях компенсированного заполнения морского бассейна, что привело к образованию клиноформных тел. При этом границы песчаных тел имеют
ограниченное распространение и прослеживаются вдоль приподнятых
блоков фундамента меридионального направления. Согласно принятой ра69
нее модели на Нижнее-Шапшинском месторождение выделялось две ловушки углеводородов с различными контактами. По данным бурения новых скважин была выделена третья линза водонасыщенная. Был проведен
историко-геологический и палеотектонический анализ в результате которого уточнено геологическое строение пласта АС111, прослежено три песчаных тела и уточнены их границы и конфигурация залежей.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮЖНО-КАРСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ
Шапабаева Д.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «НК«Роснефть»)
Изучению нефтегазоносности Южно-Карской синеклизы ЗападноСибирского мегабассейна посвящено большое количество работ. В результате обзора опубликованных и фондовых материалов сделаны следующие выводы о нефтегазоносности этого региона.
Южно-Карская синеклиза расположена в юго-западной части Карского моря и сложена восьмикилометровой толщей терригенных отложений юры и мела с высоким содержанием органического вещества и значительным нефтегазопроизводящим потенциалом. Открытие на побережье полуострова Ямал и в акватории Карского моря в отложениях нижнего и верхнего мела гигантских и крупных газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что здесь сформировался один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов.
По аналогии с сухопутной частью Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна перспективы обнаружения новых скоплений УВ в
акватории Карского моря могут быть связаны со следующими нефтегазоносными комплексами: юрским, некоком-аптским, альб-сеноманским.
Однако шельф Карского моря является недостаточно изученным. В Южно-Карском суббассейне пробурено только 4 морские скважины, поэтому
судить о фазовом состоянии УВ в пределах ожидаемых месторождений и
пространственных закономерностях их распределения представляется
достаточно сложным. Суббассейн характеризуется доказанной газоносностью неоком-аптского и альб-сеноманского (Русановское и Ленинградское месторождения) комплексов. Результаты бурения на острове
Белый (Белоостровское месторождение) свидетельствуют и о возможной
нефтеносности нижнемеловых отложений. Юрский комплекс бурением
не вскрыт, но, основываясь на данных сейсморазведки, в пределах Южно-Карской синеклизы можно предполагать развитие отложений баженовской свиты, являющейся основной нефтегазоматеринской толщей в
Западно-Сибирском мегабассейне. В краевых частях Южно-Карской синеклизы, где юрские нефтегазоматеринские породы находятся в зоне
нефтяного окна, можно ожидать обнаружение нефтяных скоплений по
70
аналогии с другими краевыми частями севера Западно-Сибирского мегабассейна (Ванкорское, Сузунское и другие месторождения).
На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что акватория Карского моря обладает огромным углеводородным потенциалом.
Учитывая невысокий уровень геолого-геофизической изученности этого
региона, здесь необходимо проведение широкомасштабных поисковоразведочных работ.
УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПЛАСТОВ В3 НА
ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЕТАГУНА ТЕРРАСЫ
МАГУИ (СЕВЕРНОЕ АНДАМАНСКОЕ МОРЕ)
Со Аунг, Кьяв Зайяр Мью, Филин А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Нижнемиоценовые песчаные пласты В3 являются одними из главных продуктивных объектов газоконденсатного месторождения Етагуна,
который расположен на северной террасе Магуи (Северное Андаманское
море). Целью работы является изучение литолого-фациальных условий
строения продуктивных нижнемиоценовых отложений на основе геологических, геофизических и геохимических данных по шельфу севера- запада Андаманского моря.
На до третичном фундаменте террасы Магуи залегают олигоценовые, миоценовые, плиоценовые и плейстоценовые осадочные толщи.
Мощности которых составляют около 2500 метров в площади Етагуна,
уменьшаясь до 300 метров в восточной части террасы и увеличиваясь до
6000 метров в западной и северо-западной части террасы.
Нижнемоценовые песчаные пласты В3 являются одними из главных
продуктивных объектов газоконденсатного месторождения Етагуна. Комплексные анализы керна, каротажа скважин и сейсмических данных являются основными данными для исследования и описания фильтрационноемкостных свойств песчаного коллектора и условия его осадконакопления.
Показано, что в пласте В3 нижнего миоцена наблюдаются три фации –
крупнозернистая песчаная, мелкозернистая песчаная и гетерогенная.
Крупнозернистая фация состоит из плохо - средне отсортированных песчаников, с приливными текстурными особенностями и локально слабыми
следами биотурбации. Данные признаки указывают на то, что эта фация
накопилась в приливно- канальной обстановке под влиянием активной
гидродинамической обстановки. В мелкозернистых песчаных и гетерогенных фациях отмечается умеренное влияние волн, приливов и слабое присутствие биотурбации, что свидетельствуют о формировании их в обстановке фронта дельты, где постоянные волновые и приливные воздействия
предупредили биотурбацию в осадках. Данные геолого- фациального ана71
лиза обстановки формирования пластов В3 показывают, что пласт В3
накапливался в условиях равнинной и фронтовой дельты.
Мощность пласта В3 составляет 17,6–23,9м с пористостью 19% и
проницаемостью 10-620 мД. В площади месторождения Етагуна пласт В3
протягивается в меридиональныом направлении. К югу влияние морское
обстановки на пласт увеличивается. Приливные течения преобладают в
нижней равнинной дельте, а волн в фронтовой дельте. Верхняя часть пласта В3 залегает на нижней равнинной дельте, а нижняя часть- на фронтовой дельте.
ПЕРСПЕКТИВЫ НАРАЩИВАНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ В ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОМ
НЕФТЕГАЗОНОСНОМ РАЙОНЕ
Хамидов Б.Х.
(СП «Полярное Сияние»)
В условиях значительной выработанности разведанных запасов и истощенности открытых залежей нефти и газа в Чеченской Республике уточнение направлений и объемов дальнейших геологоразведочных работ,
обоснование объемов добычи и прироста запасов углеводородного сырья
представляются весьма актуальными.
Резкое уменьшение величины разведанных запасов, вызванное отсутствием прироста запасов промышленных категорий и интенсивной (нерегулируемой) эксплуатацией залежей на протяжении последнего десятилетия, снижение обеспеченности добычи нефти поставили нефтедобывающую отрасль Чеченской Республики на недопустимую грань.
Проведенный анализ геологического строения и результатов поисково-разведочных работ и разработки дал возможность обосновать объемы
бурения и геофизических исследований, темпы добычи и прироста запасов
углеводородов для обеспечения устойчивой нефтедобычи в данном районе
на длительную перспективу.
Ближайшим резервом для восполнения промышленных запасов
нефти и поддержания добычи по основному фораминиферововерхнемеловому направлению являются перспективные объекты, находящихся в настоящее время в фонде подготовленных и/или выявленных
структур. К ним относятся Джугуртинская, Белореченская, Зандакская,
Ножай-Юртовская, Северо-Ножай-Юртовская, Саясановская, СевероСаясановская, Турбинная, Магистральная, Родниковая, Терская и Ищерская площади. Большинство из них сосредоточено в зоне обрамления Дагестанского клина, где по предварительным оценкам перспективные ресурсы углеводородов в верхнемеловом комплексе могут составить порядка
15-20 млн. т. условного топлива.
72
Новый импульс в развитии наиболее разведанного и выработанного
среднемиоценового нефтегазоносного комплекса должна обеспечить ориентация геологоразведочных работ на слабоизученный платформенный
борт Терско-Каспийского прогиба.
Заметную роль в структуре остаточных запасов углеводородного сырья продолжает играть среднемиоценовый комплекс, остаточные извлекаемые запасы нефти которого кратно превосходят остаточные извлекаемые
запасы нижнемелового комплекса. Однако текущие темпы отбора нефти из
караган-чокракских залежей явно не соответствуют их потенциальным
возможностям.
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ
КОЭФФИЦИЕНТОВ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ОНГКМ
Бурханова И.О., Марутян О.О.
(РГУ нефти и газа, ИПНГ РАН)
Точность определения коэффициентов газонасыщенности во многом
определяет достоверность подсчета запасов газа на месторождении. Породы изучаемых в данной работе отложений имеют сложную структуру емкостного пространства, различную степень гидрофобизации. Данные факторы усложняют оценку Кг.
При анализе петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского возраста были выделены четыре класса пород с различной
структурой емкостного пространства: кавернозные, межзерновые, тонкопоровые межзерновые, трещинные. Каждый класс имеет свой характер петрофизических связей.
Комплексирование радиоактивных и акустического методов позволило выделить в разрезе кавернозные, трещинные и межзерновые породы.
Выделение тонкопоровых межзерновых коллекторов было произведено с
привлечением данных ЯМТК.
Анализ петрофизических связей Рн=f(Кв) выявил различную степень
гидрофобизации пород всех ярусов. Показатель смачиваемости n по керну
варьирует от 2,25 до 10. В таких условиях использование единой связи для
всех пород приведет к неправильному определению Кг.
Для оценки показателя n в межзерновых коллекторах по данным
ГИС было использовано соотношение показаний методов БК и МБК.
Предполагая, что микробоковой каротаж исследует полностью промытую
зону, а боковой зону проникновения, с учетом данных керна и литературных данных Кго в полностью промытой зоне принято равным 0,25, в зоне
проникновения 0,75:
73
n = log(Рнбк/Рнмбк)/log(75/25),
(1)
мбк
где Рн = ρмбк/(Рп*ρф),
(2)
бк
Рн = ρбк/(Рп*ρв).
(3)
При определении коэффициента газонасыщенности в изучаемых
межзерновых коллекторах использована методика Дахнова-Арчи. Удельное сопротивление пород определено по данным БК.
В коллекторах со сложной структурой емкостного пространства Кг
рассчитывался по формуле для сложного коллектора.
Учет структуры емкостного пространства и показателя n позволил
более достоверно определить коэффициенты газонасыщенности. Этот вывод подтверждается результатами испытаний и петрофизическими данными. Важным результатом является оценка показателя смачиваемости по
данным ГИС, так как характер смачиваемости коллектора важно знать при
разработке месторождения.
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ ПОРИСТОГО СТЕКЛА, НАСЫЩЕННОГО
ВЕЩЕСТВОМ В КРИТИЧЕСКОЙ ОБЛАСТИ
Гусейнов Г.Г.
(Институт физики
Дагестанского научного центра РАН)
В последнее время уделяется большое внимание применению новых
методов для интенсификации нефтедобычи. Для этого используются свойства вещества вблизи фазовых переходов 2го второго рода и критического
состояния, для развития сверхкритических технологий для экстракции
остаточной нефти из пластов.
Этой задаче отвечает исследование теплопроводности (λ) пористых
стекол насыщенных диоксидом углерода (СО2) в широкой области параметров состояния, включая критическую область.
Объектами были выбраны: пористое стекло, имеющее взаимопроникающие поры, которое является модельным объектом, и чистое вещество –
СО2. СО2 стабилен, имеет низкие критические параметры, и не разлагается
в исследованной области.
Измерения λ пористого стекла, насыщенного СО2 проведены методом плоского горизонтального слоя, с погрешностью не превышающей
1,2%.
Впервые исследована эффективная теплопроводность (λэфф.) пористого стекла, насыщенного СО2 в интервале температур 290-370К и давлении 7,379МПа. Ответственным за поведение λ пористого стекла, в зависимости от температуры, является матрица.
Нами впервые исследована λэфф. пористого стекла, насыщенного СО2
в критической области. Обнаружен резко выраженный максимум тепло74
проводности (λmax). Наблюдаемый λmax пористого стекла попадает в область критического состояния СО2.
В критической области обнаружены: λmax, уменьшение его амплитуды смещение температуры максимума в сторону низких температур, проявление максимума в более широком интервале температур, чем для чистого СО2. Нами, также, обнаружены: смещение критических параметров
пористого стекла, насыщенной СО2, по сравнению с СО2, находящегося в
свободном объеме; растягивание области фазового перехода вдоль температурной оси; размерные эффекты.
Рассчитана λэфф. матрицы пористого стекла, исходя из состава стекла.
Вычислена λэфф. пористого стекла, насыщенного СО2, исходя из λ
вещества, находящегося внутри пор, λ матрицы и пористости гетерогенной
среды. Определено значение λ для СО2 внутри пор и оно сравнено с λ - СО2
в свободном объеме. Сделаны выводы об изменении структуры флюида
внутри пор. Полученные результаты рекомендуем использовать для оптимального проектирования установок по сверхкритической экстракции тяжелых углеводородов из земных недр.
ВЛИЯНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ЦЕМЕНТОВ НА ПАРАМЕТРЫ
АКУСТИЧЕСКИХ ВОЛН ПРИ ЦЕМЕНТОМЕТРИИ СКВАЖИН
Шешунов А.К., Черноглазов В.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Моделирование акустических полей, образующихся при исследовании скважин акустическим цементомером выполнялось на основе аналитического решения волновых уравнений модели Био. Модель скважины
представляла собой набор коаксиальных цилиндрических слоев, размеры и
свойства которых описывали соответствующие среды в скважине: буровой
раствор; обсадную колонну; цементный камень и горную породу. Акустический зонд располагался на оси скважины. Также моделировались кольцевые зазоры на контактах цементного камня с колонной и породой как
самостоятельные цилиндрические слои.
Свойства каждого цилиндрического слоя описывались набором параметров: модулем объемного сжатия, модулем сдвига, плотностью, вязкостью и пр.
Для исследования влияния раскрытости зазоров на параметры волн в
данной модели в качестве заполнителя зазоров использовалась «рыхлая»
среда Био с целью имитации шероховатости стенок реальных зазоров.
В расчетной модели для различных вариантов изменялись следующие свойства:
75

Упругие свойства цемента, которые соответствовали портландцементу, цементу с добавкой стеклянных микросфер, цементу с добавкой глинопорошка;

Раскрытость зазоров на контактах колонна-цемент и цементпорода (1;10;50;100 мкм);

Частота излучателя акустического зонда (4;8;20 кГц).
Остальные параметры модели оставались неизменными для всех вариантов расчетов.
По результатам исследования сделаны следующие выводы:
1.
Установлена частотная зависимость амплитуды волны по колонне для различных зазоров на контакте колонна-цемент. Изменение
упругих свойств цементного камня (типа цемента) приводит к смещению
данных зависимостей.
2.
Установлена частотная зависимость амплитуды волны ЛэмбаСтоунли для различных зазоров на контакте цемент-порода. Изменение
типа цемента так же влияет на данную зависимость.
3.
Показано, что скорость волны Лэмба-Стоунли практически не
зависит от раскрытости зазора колонна-цемент и цемент-порода.
4.
Полученные результаты являются основой для интерпретации
данных АКЦ в условиях облегченных цементов.
РАСПРОСТРАНЕНИЕ КОРОТКОГО ИМПУЛЬСА В СРЕДЕ С
ЗАТУХАНИЕМ
Яковлев В.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
При исследовании результатов сейсмического зондирования пластов
с углеводородами заметно уменьшение амплитуды сигнала с глубиной.
Одной из основных причин такого затухания кроме рассеяния на неоднородностях является поглощение энергии волны. Не останавливаясь на физическом объяснении этого явления, учтем его, решая смешанное гипербопараболическое уравнение. При сейсмических измерениях на достаточном
удалении от поверхности можно считать волну плоской, и ее интенсивность на глубине z характеризуется зависимостью f(t-z/c), где c – скорость
звука. Распространяющаяся волна удовлетворяет дифференциальному
уравнению
 2u
1  2u
u
.
t
z 2 c 2 t 2
Плоская волна формируется при небольшом удалении от реального источника сигнала. Поэтому, пренебрегая затуханием на участке сформирования, зададим граничное условие на плоской поверхности z=0 , на которой
76


волна характеризуется зависимостью f(t), повторяющей форму сигнала источника. Таким образом, при z=0 выполняется условие u(0,t)=f(t).
При решении используем метод Фурье, полагая
u ( z, t )   U ( z,  )eit d , U ( z,  )  A( )e  p( ) z , p  i 
Найдем корни уравнения, полагая
что
g
p  i 
2
c2
2
c2
.
 g  di. Можно показать,
ac

ac
G(  ), d  (1  D(  )),
c
8
2 2
где

c 2
2
4 2 2
, G( ) 
, D(  ) 
.
2
2
2

1 1 
( 2  1  1   )(1  1   )
В сейсмических приложениях с=2000м/с, и на глубине порядка z=1км
наблюдается примерно двукратное затухание сигнала. Полагая показатель
экспоненты равным единице на такой глубине, получим значение
откуда  
c
2
 z 1 ,
2c
1
2 2
. Найденная частота является границей перехода от
z
cek
диффузионного к волновому решению.
ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ
ПРОВИНЦИИ
ПО ДАННЫМ СПЕКТРАЛЬНОГО ГАММА-КАРОТАЖА
Глушков Д.В.
(ООО «ПечорНИПИнефть»)
Гамма-спектрометрия в комплексе исследования керна позволяет
решать ряд важнейших задач геологии нефти и газа: оценка литологии,
определение типа глинистых минералов и др.
Цель работы
Повышение эффективности интерпретации данных спектрального
гамма-каротажа керна при нефтегазовых исследованиях ТиманоПечорской провинции.
Основные задачи исследований
1. Изучение на керновом материале диагностической значимости
массового содержания урана, калия и тория и их отношений для геологических разрезов нефтегазовых скважин Тимано-Печорской провинции.
77
2. Анализ полученных результатов.
Исследование и практическое применение результатов интерпретации спектрального гамма-каротажа повысит информативность комплекса
исследований керна при изучении геологических разрезов нефтегазовых
скважин.
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЛОКАЛЬНЫХ
СТРУКТУР, ВЫЯВЛЕННЫХ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ БЛОКА II
ПРОЕКТА САХАЛИН-3 (КИРИНСКИЙ БЛОК)
Гоннов Р.В.
(ООО «Газфлот», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В северо-восточной части шельфа о. Сахалин, расположенной в пределах Северо-Сахалинского прогиба открыт ряд месторождений углеводородов, среди которых: Одопту-море (северный купол – нефтяное (Н), центральный и южный купол – нефтегазоконденсатное (НГК)), ПильтунАстохское (НГК), Чайвинское (НГК), Аркутун-Дагинское (НГК), СевероВенинское (газовое (Г)), Южно-Венинское (Г), Лунское (газоконденсатное
(ГК)) и Киринское (ГК).
Район исследований расположен в пределах Северо-Сахалинского
промышленного нефтегазоносного бассейна, характеризующегося максимальными концентрациями углеводородов в Охотоморском регионе. По
официальным оценкам нефтегазовый потенциал Киринского блока оценивается ~ в 27% от начальных суммарных ресурсов УВ в недрах северовосточной части шельфа о. Сахалин.
Для дальнейших ГРР в рамках проекта Сахалин-3 представляют интерес близкорасположенные к выявленным месторождениям (Лунское и
Киринское) крупные структуры-ловушки: Южно-Киринская и Мынгинская. Основные перспективы в отношении нефтегазоносности связываются
с региональными отложениями дагинского горизонта и нижненутовского
подгоризонта.
Сходство геологического строения этих перспективных структур,
разреза осадочных отложений в них и условий их формирования предопределяют высокую вероятность выявления новых месторождений углеводородов.
Прогноз фазового состояния залежей в разрезе двух упомянутых
перспективных структур-ловушек осуществлен путем сравнительного анализа стратиграфической приуроченности залежей различного фазового состояния по соседним выявленным месторождениям.
Учет вышеизложенного позволит подготовить к комплексной, т.е.
более эффективной разработке газа, единый по условиям освоения место-
78
рождений крупный добычной участок на Киринском блоке проекта Сахалин-3.
УГЛЕВОДОРОДЫ ПРИРОДНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ В ОЗЕРЕ
БАЙКАЛ
Лозовой Д.В., Потапов Д.С.
(НИИ биологии при ИГУ, г. Иркутск)
Образование углеводородов в озере Байкал обусловлено благоприятным сочетанием всех геологических критериев нефтегазоносности: тектонических, литологических, стратиграфических, геохимических, гидрогеологических и термодинамических. Несмотря на то, что углеводородные
системы исследуются давно, до настоящего времени нет единого мнения о
происхождении и возрасте углеводородов Байкальской впадины; не известны и все очаги природных выходов углеводородов.
Известно, что газопроявления более многочисленны. Они сосредоточены в основном в дельтах и авандельтах крупных рек, впадающих в озеро: Селенги, Баргузина, Верхней Ангары, Кичеры, Бугульдейки, Голоустной. Выходы нефти известны только в акватории Байкала и непосредственно у его берегов. Наиболее изученные выходы нефти располагаются в
прибрежной акватории озера Байкал севернее залива Провал, напротив
устьев рек Стволовая, Большой и Малой Зеленовских. В ходе серии погружений в 2008 году глубоководными аппаратами «Мир» в Байкале были
обнаружены новые, ранее неизвестные, естественные выходы нефти. Так,
место поступления нефти обнаружено южнее выхода из Баргузинского залива на глубине около 850 метров. По предварительным данным у восточного берега Байкала могут быть и другие места, из которых поступает
нефть. Битумы, обнаруженные в начале 20 столетия на Байкале, названы
байкеритами (байкальскими керитами) и имеют явное генетическое родство с байкальской нефтью. Нефтяные битумы чаще всего представлены
озокеритами, т.е. твердыми метановыми углеводородами. Битумы найдены
на мысе Облом, вблизи поселка Ключи-Стволовая, в бухте Песчаной, у
станции Танхой. Подтверждение существования газовых гидратов на Байкале было получено в 1997 г. в ходе осуществления международного проекта «Байкал-бурение» под руководством академика М.И. Кузьмина.
Находка газогидратов в толще донных отложений озера Байкал подтвердила уникальный факт существования их в пресной воде.
По мнению ученых, продолжение работ с перспективой промышленной эксплуатации углеводородов на Байкале или его окрестностях экологически недопустимо; такие работы могут иметь только научный интерес.
В этом отношении Байкал можно использовать как опытный полигон для
исследования образования и скоплений углеводородов в осадочных отло79
жениях, чтобы потом применить эти знания на практике в других местах, в
рифтовых зонах морей и океанов, где можно будет добывать придонную
нефть. Кроме того, подобные работы могут дать новые данные к вопросу о
происхождении и возрасте углеводородов в Байкале.
СЕДИМЕНТОЛОГИЯ И ДИАГЕНЕЗ ГРУППЫ ПОРОД МЕТЛАУИ
В СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ МОРОСКОЙ ЗОНЕ ТРИПОЛИ
Акран А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Исследование группы пород Метлауи проводилось в семи скважинах
месторождения Эль-Боури. Группа пород Метлауи перекрывает группу
пластов Эль Хариа и залегает под пластом Суар. В группе пород Метлауи
выделяется три пачки. С кровли до подошвы они включают:
1. Нуммулитовая пачка пластов; 2. Доломитовая пачка;
3. Микритовая пачка.
В группе пород Метлауи можно выделить два осадочных цикла:
- Первый цикл, являющийся регрессивным, представлен Микитовой
и доломитовой пачками.
- Второй цикл характеризуется несколькими трансгрессивными и регрессивными циклами и представлен нуммулитовой пачкой.
Группа пород Метлауи прошла в своем развитии стадии диагенеза,
которые можно разделить на три этапа. В течение первого этапа преобладали диагенетические процессы характерные для морских отложений. В то
время как в течение второго этапа, проявляли активность процессы, характерные для условий подземные грунтовой пресной воды.
На основании следующих рассмотренных данных была реструктурирована специальная модель отложений в зоне месторождения Эль-Боури:
1. Анализ изменений толщин трех пачек и сейсмических данных
позволяют предполагать, что во время формирования отложений группы
пород Метлауи, были активны тектонические движения;
2. Вероятно, мощность пород группы Метлауи в верхней части
структуры больше чем на ее краях;
3. В результате взаимодействия скорости отложения пород, эвстатических изменений и волнового воздействия произошла латеральная миграция пород;
4. Регрессивные процессы способствовали формированию пачек.
Седиментационные и диагенетические процессы оказали различное
влияние на литологические типы. Эти процессы способствовали появлению многочисленных вариантов сочетания первичной и вторичной пористости. Целью настоящего исследования является рассмотрение истории
80
формирования отложений пород и развития диагенетических процессов
группы пород Метлауи в северо-западной морской зоне Триполи.
81
СЕКЦИЯ 2
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ
82
СОЗДАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ НОВЫХ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ
ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Бравичев К.А., Сарданашвили О.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ИПНГ РАН)
В настоящее время по месторождениям РФ наблюдается устойчивая
тенденция увеличения доли запасов залежей со сложной структурой порового пространства. Основным подходом к повышению эффективности разработки таких месторождений является применение новых энергосберегающих и экологически безопасных технологий повышения компонентоотдачи и совершенствование существующих. Эти технологии должны базироваться на комплексном учете сложных механизмов фильтрации флюидов и физических процессов, протекающих при разработке. Так, протекание деформационных процессов при разработке слабосцементированных
коллекторов с повышенной глинистой составляющей может привести к
кольматации порового пространства, что приводит к затуханию фильтрации в больших объемах пласта.
Поэтому целью работы является создание научно-методических основ новых энергосберегающих экологически безопасных технологий разработки и добычи трудноизвлекаемых ресурсов углеводородного сырья.
На основании выполненных исследований и разработок получены следующие научные результаты:
 разработаны методы, методики математического моделирования процессов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов;
 выявлены закономерности кинетики проницаемости пластов, которые
позволяют описывать изменение проницаемости системы «коллекторфлюид» в широком диапазоне геолого-промысловых условий и может использоваться для обосновывания допустимых границ изменения эффективного давления;
 разработаны научно-методические основы технологии нестационарного
заводнения неоднородных коллекторов с учетом кинетики проницаемости;
 проведено физическое моделирование процесса вытеснения нефти водой для обоснования границ изменения эффективного давления, исключающих необратимые потери фильтрационно-емкостных свойств.
Полученные результаты апробированы на месторождениях Западной
Сибири при адаптации гидродинамических моделей и выработке рекомендаций по управлению разработкой залежей.
83
НОВАЯ КОНЦЕПЦИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПОРОВОГО
ПРОСТРАНСТВА И ЕЁ СЛЕДСТВИЯ В НЕФТЕГАЗОВОЙ
НАУКЕ
Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С.,
Аникеев Д.П.
(ИПНГ РАН)
Начало XXI века в стране ознаменовалось повсеместным внедрением в
нефтегазовую науку методов 3D компьютерного моделирования. Однако, это
выявило серьезные упущения во всех научных дисциплинах, составляющих
основу нефтегазовой науки. В результате один из главных выводов авторов
(заблуждавшихся вместе со всеми) заключается в следующем.
В стране (и мире) практически отсутствуют месторождения нефти и газа: 1 − с достоверными подсчетами геологических запасов; 2 − с реалистичными 3D геологическими и 3D гидродинамическими моделями пластов; 3 − как следствие, это приводило к обоснованию и реализации неадекватных технологий разработки.
Указанные недостатки являются результатом двух причин.
Во-первых, в следовании дифференциальным уравнениям МаскетаМереса (1936 г.), которые легли в основу традиционной концепции абсолютного порового пространства (АПП).
Во-вторых, в нарушении междисциплинарных связей в иерархически
выстроенной нефтегазовой науке.
Установление причин негативности позволило авторам в течение
2004-2009 годов сформулировать и обосновать новую концепцию эффективного порового пространства (ЭПП), позволившую устранить как указанные причины негативности, так и имеющие место неприемлемые следствия.
Концепция ЭПП видоизменяет исходные дифференциальные уравнения теории фильтрации. Следствием этого является смена методологии
исследований во всех сопредельных научных дисциплинах. А именно – в
физике и петрофизике нефтегазового пласта, интерпретации результатов
геофизических исследований скважин, подсчете запасов нефти и газа, построении 3D геологических и 3D гидродинамических моделей пластов, upscaling’е, методах проведения гидродинамических исследований скважин и
интерпретации получаемых результатов. А главное – появилось возможность для конструирования новых технологий разработки месторождений
нефти и газа.
Сказанное означает, что предлагаемый инновационный доклад затрагивает интересы многих базовых кафедр РГУ нефти и газа им И.М. Губкина. В надежде, что тогда выпускники Университета станут первыми носителями новых идей в отечественном недропользовании. Это, при прочих
84
равных условиях, повысит их творческий потенциал и сделает их более
конкурентоспособными в жизни.
ОЦЕНКА ПРОЦЕССА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОСТАТОЧНЫЕ
ЗАПАСЫ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
Габдрахманов А.Т.
(АГНИ)
Одной из важнейших проблем нефтедобывающей промышленности
является увеличение степени нефтеизвлечения из пластов. Эффективность
применения различных методов увеличения нефтеизвлечения (МУН)
определяется как успешностью самой технологии для применения на конкретном объекте разработки, так и другими, возможно не учтёнными, факторами. В таких случаях рассчитанные значения технологической эффективности МУН для данного объекта могут быть как заниженными, так и
завышенными.
Цель наших исследований - определение механизма, за счёт которого
обеспечивается дополнительная добыча нефти, путём регистрации изменения свойств нефти. Ни одна из характеристик физико-химических свойств
нефти (плотность, вязкость, давление насыщения, газосодержание, коэффициент преломления и т. д.) не изменяется в таких широких пределах по
одному пласту, как величина коэффициента светопоглощения (Ксп) и другие оптические параметры нефти, которые являются чувствительнейшими
индикаторами изменения физико-химических свойств углеводородов. Изменения данных параметров отнюдь не случайны, а вполне закономерны и
связаны с изменениями химического состава нефти по пласту. Разработанность методов лабораторных исследований и новые возможности лабораторной техники делают перспективными изучение состава и свойств
нефтей оптическими методами, нашедших широкое применение ещё в шестидесятых годах прошлого столетия.
Регистрация изменений состава и свойств нефти фотоколориметрическими методами по фактическим результатам наших лабораторных данных
позволяет качественно судить о типе остаточных запасов, обеспечивших
прирост добычи нефти, следовательно, можно судить и о механизме, и об
эффективности проведённых мероприятий по МУН. На первом этапе исследований была определена оптимальная для дальнейших расчетов длина
волны. Второй этап заключается в анализе МУН на основе выявленных статистических зависимостях оптических свойств от объёмов добычи скважиной воды, нефти и дополнительной добычи нефти. Исследования проводились на объектах Нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть»
ОАО «Татнефть». Из всех 13 исследованных скважин надежными и досто85
верными приняты результаты исследований только для 7 скважин, по которым и сделаны заключения и выводы.
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА
ЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСЬЮ
ПРИЗОБОЙНОЙ ЗОНЫ
Иванов Д.А.
(ВНИИНефть им. А.П. Крылова)
Новые технологии повышения нефтеотдачи для высоковязких
нефтей, требуют разработки соответствующих математических моделей.
Модели позволяют определять наиболее эффективные методы применения этих технологий. Данная процедура особенно важна, когда отсутствует
промышленный опыт применения таких технологий. В данной работе рассмотрена модель циклической обработки парогазовой смесью добывающих скважин на Башкирском ярусе Черемуховского месторождения забойным парогазогенератором. Лицензия на разработку данного месторождения принадлежит компании ОАО «РИТЭК».
Построена геологическая модель и модель PVT свойств флюидов для
адаптации. После адаптации, полученные свойства перегружались в программный пакет CMG STARS, который предназначен для моделирования
термохимических процессов. Добавлены два новых компонента, углекислый газ и азот, а также созданы новые PVT модели, которые учитывают
термические расширения, скрытую теплоту фазового превращения, растворимость углекислого газа в воде и в нефти, зависимость вязкости флюидов от температуры и компонентного состава, теплоемкость и теплопроводность флюидов. В модель также были добавление тепловые свойства
пород пласта и окружающих пород. Фазовые проницаемости для высокотемпературного вытеснения принимают другой вид с другими краевыми
точками.
В работе были изучены влияние длительности и темпа обработок на
эффективность. На рис. 1 представлен график темпа отбора различных
компонентов после двух обработок, по сравнению с базовым режимом.
86
Рис. 1. Динамика отбора флюидов.
ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
СКВАЖИН ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ
НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
МЕТОДОМ РАДИАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Мокшаев А.Н., Днистрянский В.И., Кузнецов В.Н.
(ООО «Газпром добыча Оренбург)
Подбор и внедрение технологий, направленных на интенсификацию
притока газа, увеличение коэффициента нефтегазоотдачи пласта является
неотъемлемой частью разработки месторождений на поздней стадии, в период падающей добычи.
Одним из методов интенсификации притока нефти и газа является
радиальное вскрытие продуктивного пласта (РВП).
Технология радиального бурения в России впервые была применена
ОАО «Татнефть» в 2002 году. С недавнего времени работы по радиальному вскрытию пласта начал проводить «ЛУКОЙЛ-Пермь». Опытнопромышленные работы показали, что радиальное бурение эффективно в
карбонатных коллекторах, причем эффективность достигает 80 %.
Принцип работы технологии основан на гидроэрозионном разрушении твердых пород. Вскрытие продуктивных горизонтов радиальными каналами производится с использованием гидромониторной насадки, резинового шланга высокого давления и колтюбинга. Вхождение насадки со
шлангом в продуктивный пласт осуществляется через отклоняющий башмак, спущенный на глубину вскрытия. Отверстие, через которое насадка со
шлангом входят в пласт, высверливается через тот же отклоняющий башмак. Фрез приводится в действие винтовым забойным двигателем, спускаемым на колтюбинге. Насосом высокого давления по гибкой трубе подается жидкость, струя которой, вырываясь из сопла под большим давлением,
производит разрушение породы и проходку по пласту. Длина канала до
87
100 м, диаметр канала до 50 мм. Количество каналов по технологии не
ограничено. В карбонатных коллекторах по окончании радиального вскрытия для увеличения проницаемости полученные каналы промываются раствором кислоты.
Эффективность работы по РВП зависит от геолого-технических
условий и от правильного выбора скважин.
В 2009 году на скважинах Оренбургского НГКМ впервые была
опробована технология радиального вскрытия пласта. Операции по выводу
скважин на режим после проведенного комплекса работ по РВП показали
увеличение дебита по газу, что говорит о перспективности дальнейшей работы по радиальному вскрытию продуктивных пластов.
В конечном итоге радиальное вскрытие продуктивного пласта можно
рассматривать как альтернативу восстановлению продуктивности скважин
зарезкой бокового ствола.
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫХ
ПОЛИМЕР-ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ (МПДС)
Ганеева А.Р., Куприянов А.А.
(КГУ имени В.И. Ульянова-Ленина, ТГРУ ОАО «Татнефть»)
Проблема увеличения нефтеотдачи является сложнейшей, особенно
для пластов с трудноизвлекаемыми запасами (ТЗН), включающими запасы
нефти в низкопроницаемых, глинистых терригенных и исключительно неоднородных карбонатных пластах, нетрадиционных коллекторах, залежах
высоковязких нефтей, истощённых месторождений (Муслимов Р.Х.
2009г.).
Для решения этой проблемы в НПФ "Иджат" разработан ряд технологий, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, было учтено большое разнообразие физикогеологических и химических условий разработки залежей. Основная группа разработанных технологий основывается на применении полимердисперсных систем (ПДС) и их модификаций.
Технологические решения по совершенствованию методов разработки нефтяных месторождений с различными физико-геологическими условиями с применением полимердисперсных систем и их модификаций были
внедрены на высокообводненных пластах месторождений Западной Сибири и Урала Поволжья, что позволило извлечь более 8 млн. тонн дополнительной нефти (Газизов А.Ш, Газизов А.А., 2007).
В качестве примера рассмотрены результаты применения МПДС на
Никольском месторождении нефти. Здесь на основании геологогеофизических исследований и опытно-промышленных работ использова88
на технология на основе модифицированных ПДС - ПДС с алюмохлоридом-А и АМГ. Выполнены расчеты технологической эффективности по
различным характеристикам вытеснения по методикам Сазонова Б.Ф.,
Камбарова Г.С., Назарова С.Н. –Сипачева Н.В.. Базовый период предыстории брался исходя из наиболее высокого коэффициента корреляции. За
итоговый результат приняты средние показатели расчетов по характеристикам вытеснения. Дополнительная добыча нефти по двум опытным
участкам через 4 месяца (июль 2008г.) после воздействия МПДС составила
8748тн, снижение объемов попутно-извлекаемой воды –31636 тн. Технологический эффект продолжается, поэтому метод рекомендуется к применению на других опытных участках Никольского месторождения нефти.
Экономическая эффективность составила 18 187 128р.
О ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТОНКИХ
ВОДОПЛАВАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ППД
Сурначев Д.В., Баганова М.Н.,
(ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компании, ИПНГ РАН)
Предметом настоящих исследований являются водоплавающие залежи нефти с малыми нефтенасыщенными толщинами. Такие залежи с малыми запасами зачастую находятся в консервации, так как их запасы считаются трудноизвлекаемыми, рисковыми, нерентабельными. Хотя суммарные запасы нефти в стране по таким залежам значительны.
Известно, что разработка таких залежей нефти во многих случаях
характеризуется пониженной эффективностью. Под эффективностью разработки в данном случае понимается коэффициент извлечения нефти
(КИН), обычно не превышающий при традиционном проектировании величины 20-25%. Поэтому малые по запасам залежи с нефтенасыщенными
толщинами в несколько метров, нефтяные оторочки, приконтурные водонефтяные зоны, либо слабодренируемые участки залежей, возникающие на
поздней стадии, часто вообще не вводятся в разработку.
В работе выполнены исследования на основе численных 3D компьютерных экспериментов для выбора эффективной технологии разработки/доразработки на примере тонкой водоплавающей малой по запасам залежи заданной геометрии. Предполагается возможность бурения бокового
горизонтального ствола и организация ППД на базе существующего фонда
(разведочных) скважин. Для такой залежи показана принципиальная возможность достижения КИН на уровне 40-60% в разумные сроки, с применением законтурного или приконтурного заводнения. При этом оптимизируемыми технологическими показателями являются местоположение, конструкция и режимы работы скважин. Выявлены также основные факторы,
влияющие на величину КИН.
89
В работе предложена модификация комплексного показателя эффективности для экспресс-оценки подобных мини-проектов, а также обоснован выбор «лучшего» варианта разработки с использованием данного критерия. Ибо для таких залежей высокое значение коэффициента извлечения
нефти дается ценой повышенного значения водонефтяного фактора.
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И МЕТОДЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Закиров Э.С., Индрупский И.М., Закиров С.Н., Аникеев Д.П.,
Цаган-Манджиев Т.Н., Брадулина О.В.
(ИПНГ РАН)
Современная методология гидродинамического исследования скважин (ГДИС) и интерпретации результатов была заложена в 1940-е годы, в
эпоху аналитических решений. Она базируется, в основном, на теории однофазной фильтрации. Основными определяемыми параметрами являются
коэффициенты проницаемости, пьезопроводности пласта, скин-фактор и
некоторые характеристики дренируемой зоны. Для интерпретации результатов исследований при двухфазных течениях применяются модифицированные однофазные решения, с учетом лишь замеров давления. То есть не
удается определять важнейшие характеристики многофазного течения –
относительные фазовые проницаемости (ОФП). Также на сегодня отсутствуют надежные методы идентификации коэффициента проницаемости
вдоль вертикальной координаты в пластовых условиях. Нередко практикуемое применение экспертных оценок, без подтверждения их результатами
исследований, снижает качество 3D компьютерных моделей.
В ИПНГ РАН обоснован ряд новых технологий ГДИС. Их общей
особенностью является создание в пласте многомерных и/или многофазных фильтрационных течений. Составной частью технологий являются
специализированные алгоритмы интерпретации результатов с применением численных методов решения прямых задач и методов теории оптимального управления для решения обратных задач.
Для первой технологии общепринятый набор определяемых параметров и зависимостей дополняется ОФП для нефти и воды, а в ряде случаев – и коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости. Опыт
применения данной технологии показывает высокую результативность ее
комплексирования с методами промысловой геофизики.
Вторая технология позволяет по результатам ГДИС отличить трещиновато-поровый коллектор от порового или чисто трещинного. А также
идентифицировать параметры массобмена между трещинами и матрицей,
включая функции капиллярного давления для пористых блоков.
90
Важно отметить, что достоверность интерпретации результатов исследований значимо возрастает, если соответствующие обратные задачи
решаются в рамках концепции эффективного порового пространства.
Отдельный класс задач – методы вертикального и 3D гидропрослушивания. За счет разнесения активных и реагирующих интервалов перфорации идентифицируется коэффициент вертикальной проницаемости, а
при соответствующем информационном обеспечении – коэффициенты заполненной матрицы тензора проницаемости.
ОСОБЕННОСТИ ОСАДКООБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ
ЭМУЛЬСИЙ
Кирбижекова Е.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В.
(ТГУ, Институт химии нефти СО РАН)
При добыче парафинистых нефтей одной из проблем, вызывающих
осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). АСПО представляют собой сложную высо-комолекулярную
смесь, состоящую из парафинов, смол, асфальтенов, воды и механических
примесей. От состава осадка в значительной степени зависит выбор метода
борьбы с АСПО. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с
сопутствующей пластовой водой и в процессе обессоливания усиливает
осадкообразование. Поэтому актуальным представляется изучение зависимости количества АСПО и состава нефтяного осадка от содержания водной фазы в эмульсиях высокопарафинистых нефтей c различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов.
Осадкообразование нефтей и эмульсий изучали с использованием метода «холодного стержня». Температура потока нефти варьировалась от 20 до
70ºС, температура «холодного стержня», имитирующего металлическую поверхность трубопроводов поддерживалась во всех опытах 15 ºС.
Результаты показывают, что с увеличением содержания воды в эмульсиях
высокосмолистых нефтей наблюдается увеличение количества АСПО. Причем
распределение количества АСПО для нефтей и для эмульсий с различным содержанием водной фазы в зависимости от температуры отбора имеет такой же
характер: при снижении температуры потока нефти количество нефтяного
осадка увеличивается, и максимальное количество АСПО образуется при температурах, наиболее близких к температуре застывания нефти.
Групповой состав осадков исходных высокосмолистых нефтей и эмульсий на их основе изменяется при увеличении температуры потока нефти следующим образом: содержание углеводородных компонентов снижается и увеличивается доля смолисто-асфальтеновых компонентов.
91
Для нефтей с высоким содержанием смолистых веществ свойственно
повышенное образование как АСПО, так и стойких эмульсий. Малосмолистые
нефти образуют менее устойчивые эмульсии. Характер распределения количества АСПО таких нефтей в зависимости от содержания воды в эмульсиях отличается по сравнению с высокосмолистыми. При низких температурах потока нефти с увеличением содержания воды в эмульсиях до 5 % количество
АСПО увеличивается по сравнению с исходной нефтью. Дальнейшее увеличение содержания водной фазы в эмульсиях приводит к постепенному снижению количества нефтяного осадка.
Таким образом, увеличение содержания водной фазы в эмульсиях высокопарафинистых и высокосмолистых нефтей приводит к увеличению количества нефтяного осадка и изменению его группового состава. Для малосмолистых нефтей зависимость количества АСПО от содержания водной фазы в
эмульсиях на носит неоднозначный характер.
ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВОСТОЧНОПРИДОРОЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ С
ПРИМЕНЕНИЕМ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Скрицкий Д.В., Ханнанов Т.А.
(ОАО «Лукойл - Западная Сибирь»)
Для современного периода разработки месторождений Западной Сибири характерны следующие особенности: неблагоприятная геологотехнологическая структура запасов нефти, высокая обводнённость добываемой продукции, низкий коэффициент нефтеизвлечения при большой доле
трудноизвлекаемых запасов. По этим месторождениям существует острая
необходимость повысить нефтеотдачу.
Одним из способов решения вышеописанных проблем разработки
месторождений Западной Сибири является применение водогазового воздействия на пласт. Водогазовое воздействие – это процесс воздействия на
пласт комбинированным нагнетанием воды и газа, с целью достижения
максимально возможного текущего и конечного коэффициента извлечения
нефти. Благодаря применению водогазового воздействия на месторождениях нефтеотдача пластов может быть увеличена в 1,5...2,0 раза при
одновременном заметном увеличении текущей добычи нефти. Так же
наблюдается эффект снижения водонасыщенности пластов в результате
чего снижается обводнённость добываемой продукции. В качестве агента
для вытеснения нефти может выступать попутный нефтяной газ, тем самым данная технология позволяет решить проблему утилизации попутного газа
92
В данной работе рассматривается возможность применения водогазового воздействия на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз». Основными задачами работы являются: выявление критериев выбора объектов
для водогазового воздействия, расчёт объёмов закачки воды и газа в объект разработки, проектирование технологической схемы позволяющей
адаптировать существующую систему ППД (линия нагнетания воды уже
сформирована) под закачку воды и газа и использование сепарационных
установок системы сбора и подготовки. В работе рассмотрены различные
варианты реализации водогазового воздействия, возможные технологические схемы с применением: компрессоров высокого давления, бустерных
установок, насосно - эжекторных систем. Сделана оценка экономического
эффекта при внедрении системы ВГВ и возможность её применения на
месторождениях Западной Сибири.
ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА ДЛЯ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
Рылеева Е.В., Сургучев Л.М., Ибатуллин Р.Р.
(ЗАО ПЕТЕК, ИПНГ РАН, ТатНИПИнефть)
В настоящее время закачка воздуха находит широкое применение во
многих странах как метод добычи тяжелой нефти. Метод основан на идее
подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д. И. Менделеевым. В
30-х гг. прошлого века советские ученые А. Б. Шейнман и К. К. Дубровай
сделали первые попытки инициирования внутрипластового окисления
нефти на одном из месторождений Краснодарского края. В СССР устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении
Сходница на Украине.
В Российской Федерации крупнейшими ресурсами природных битумов
обладает Республика Татарстан (от 4 до 7 млрд. тонн). Сейчас в опытнопромышленной разработке находятся два месторождения – Ашальчинское и
Мордово-Кармальское. С 1978 г. добыча природных битумов ведется на
Мордово-Кармальском месторождении. На протяжении многих лет там осуществляется процесс внутрипластового горения.
В последние годы значительное развитие получили методы численного
моделирования закачки газа и тепловых методов воздействия на пласт. Для
построения модели процесса экспериментально определяются реакционные
параметры (энергия активации, фактор частоты и скорости протекания реакции, реакционная энтальпия), какие реакции окисления, пиролиза, горения и с
каким расходом кислорода происходят в пластовых условиях. Планирование
объемов закачки воздуха можно использовать для управления движением
фронта горения и распространением газов горения в пласте.
93
Процесс горения затрагивает конвекционные, диффузионные и дисперсионные потоки флюидов и фронтов, которые обычно представляют собой поверхности раздела между подвижной нефтью (имеющей уже сниженную вязкость) и нефтью, еще не охваченную термическим процессом. Области реакции и вытеснения нефти являются локальными с быстропротекающими процессами. Их численное моделирования требует высокой точности и детальной
сетки, что затруднительно при моделировании месторождения с трехмерными
численными сетками большой размерности. Метод динамически меняющейся
размерности численной сетки позволяет оставлять ячейки мелкими вблизи
фронтов и увеличивать их размер вдали от скважин и областей со значительным изменением насыщенностей флюидов.
В рамках нашего исследования мы создаем численную модель
участка внутрипластового горения на Мордово-Кармальском месторождении, описывающую протекающие в пласте процессы с целью её дальнейшего использования для эффективного контроля за процессом закачки
воздуха в пласт и прогноза параметров разработки месторождения.
ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЛАБОРАТОРНЫМИ
МЕТОДАМИ
Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н.
(ООО «ПечорНИПИнефть», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Анизотропия пластовых систем проявляется в анизотропии физических свойств, определяемых различными методами. В основе изучения
анизотропии физических свойств лежит тензорное представление свойств
и используется известный принцип Неймана, согласно которому симметрия любого физического свойства должна включать в себя элементы симметрии исследуемого материала. Для коллекторов нефти и газа такими
элементами являются: ориентация зерен, направленность поровых каналов
и др. Принцип Неймана предполагает однородность элементов симметрии
в объеме исследуемого образца. Однако для сложнопостроенных карбонатных коллекторов может быть несколько элементов симметрии – симметрия гранулярных пор, зёрен, трещин и каверн. Эти элементы могут образовывать свои преимущественные направления симметрии, которые
меняются в зависимости от объема изучаемых кернов.
Для выявления области применимости принципа Неймана проводились изучения анизотропных свойств газопроницаемости и скорости распространения упругих волн на полноразмерных образцах керна. Проведённые экспериментальные исследования показали, что помимо вертикальной анизотропии для коллекции образцов характерна азимутальная
анизотропия в плоскости напластования. Проницаемость в различных
94
направлениях кратно отличается. Исследования интервального времени в
различных направлениях показали, что имеются корреляционные зависимости между направленной проницаемостью и временем распространения
упругих волн по направлению. В сложнопостроенных каверново-пористых
образцах отмечены случаи отсутствия корреляции между анизотропными
свойствами, что требует специальных исследований.
МЕХАНИЗМ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД
В СТЕНКЕ СКВАЖИНЫ
Балаба В.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В результате экспериментальных исследований кинетики увлажнения и набухания искусственных образцов, приготовленных из бентонитового глинопорошка методом прессования, в фильтратах буровых промывочных жидкостей (см. рисунок), установлено, что процесс увлажнения
(кривая Vув) наиболее интенсивно протекает на начальной стадии контакта
глинистого образца с жидкостью. Поскольку при этом увеличения объема образца(кривая Vнб) практически не происходит, то логично
предположить, что вся впитавшаяся в образец жидкость
расходуется на заполнение его
порового пространства, то
есть на пропитку. Этап пропитки образца завершается в
точке А, в которой происходит расслоение кривых Vув и
Vпр.
Объем жидкости, расходуемой на пропитку образца Vпр, представляет собой разность между объемом всей жидкости, поглощенной образцом
Vув, и той ее частью, которая перешла в жидкость набухания V нб. Таким
образом, увлажнение исследуемого образца породы может быть выражено
через скорость набухания Wнб и скорость пропитки Wпр. Исходя из этого,
изменение его прочности Р в результате физико-химического разупрочнения промывочной жидкостью в течение времени t при прочих равных
условиях может быть представлено функциональной зависимостью Р =
f(Wнб, Wпр, t). От Wпр зависит количество единичных контактов глинистых
частиц, подверженных разупрочняющему влиянию фильтрата промывочной жидкости, а от Wпр - прочность контактов.
Таким образом, для эффективного снижения разупрочняющей способности буровых технологических жидкостей в общем случае недоста95
точно воздействовать, как это зачастую принято в промысловой практике,
отдельно только на процесс набухания или пропитки. Это воздействие
должно быть комплексным, то есть направленным на снижение одновременно двух параметров - Wнб и Wпр. Поскольку свойства глинистых пород
изменяются в широких пределах, то при определенных условиях превалирующим может оказаться один из этих параметров. В этом случае целесообразно оптимизировать свойства технологической жидкости, прежде всего, по превалирующему фактору разупрочнения.
СПОСОБЫ ОЦЕНКИ ИНГИБИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Балаба В.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В основу методов оценки ингибирующей способности буровых промывочных жидкостей (БПЖ) положено прямое или косвенное определение
изменения механических свойств глинистых пород при контакте с промывочной жидкостью. Такая оценка носит частный характер, так как ее результат зависит от свойств не только промывочной жидкости, но и исследуемых образцов пород (физико-химических и механических, геометрических размеров), а также от режима проведения эксперимента. Все многообразие способов оценки ингибирующей способности БПЖ можно классифицировать на исследование: прочностных и деформационных свойств;
размокания; набухания; увлажнения; комплекса свойств, а также на визуальный контроль. Практическая применимость различных методик оценки
разупрочняющей способности БПЖ обосновывается, как правило, сопоставимостью их результатов с другими методиками. Между тем, анализ
таких исследований показывает, что зачастую результаты, полученные
широко используемыми методиками, не сопоставимы между собой. В связи с этим представляется целесообразной разработка стандартизованной
методики оценки ингибирующей способности БПЖ, например, на основе
набухометра и таймера капиллярной пропитки фирмы OFI Testing
Equipment, опыт использования которых есть у ряда отечественных организаций. При этом следует учесть, что таймер капиллярной пропитки
OFITE не учитывает физико-химические свойства глинистых пород, поскольку в нем исследуется процесс пропитки фильтровальной бумаги.
Наличие стандартизованной методики оценки ингибирующей способности буровых технологических жидкостей не исключает использования наряду с ней других методик. Более того, одновременное использование стандартизованной (эталонной) и других методик позволит по мере
накопления необходимой информации обосновать сопоставимость их результатов. Это важно, поскольку в бурении распространено принятие
96
управленческих решений на основе собственного профессионального опыта, по аналогии, когда для решения текущей проблемы используется ее
решение в схожей ситуации (прецедент). Отсутствие объективных показателей для описания ситуации приводит в последующем к субъективному
выбору прецедента и, соответственно, принятию неверного решения текущей проблемы. Наличие базы данных по бурению интервалов неустойчивых глинистых пород, содержащей описания конкретных ситуаций на основе стандартизованных показателей, позволит повысить обоснованность
и объективность технологических решений.
ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫТЕСНЕНИЯ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ ПЛАСТА ПРИ
ЗАВОДНЕНИИ, ЗАКАЧКЕ ГАЗА И ВОДОГАЗОВОМ
ВОЗДЕЙСТВИИ
Мочалов М.В., Дроздов Н.А., Дроздов А.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Водогазовое воздействие считается в настоящее время одним из
наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи и конденсатоотдачи пластов. Согласно фильтрационным исследованиям Егорова Ю.А. и
Телкова В.П., при вытеснении нефтей водогазовыми смесями с пенообразующими поверхностно-активными веществами достигается существенный прирост коэффициента вытеснения. Однако стенды, на которых выполнялись эти работы, имели ряд недостатков, затрудняющих проведение
исследований.
С целью обеспечения условий эксперимента требованиям ОСТ 39195-86, а также повышения точности измерений в РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина был создан новый стенд для фильтрационных исследований
процесса вытеснения нефти водой, газом и водогазовыми смесями.
Новый стенд обеспечивает при соблюдении требований ОСТ 39-19586 более широкие функциональные возможности, меньшую погрешность
измерений и существенно облегчает проведение фильтрационных исследований процесса водогазового воздействия по сравнению с прежними
техническими решениями. Стенд позволяет проводить фильтрационные
исследования при совместной, попеременной и последовательной закачке
воды и газа.
В докладе представлены результаты фильтрационных исследований
особенностей вытеснения высоковязкой нефти одного из месторождений
Западной Сибири из моделей пласта при закачке воды, газа и водогазовом
воздействии.
97
НЕЛИНЕЙНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ ПОРИСТЫХ СРЕД
С ОРТОТРОПНЫМИ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ СВОЙСТВАМИ
Мурадов А.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Из экспериментальных данных известно, что диапазон скоростей
жидкости, в котором справедлив линейный закон фильтрации – закон Дарси, связывающий векторные поля скорости фильтрации и градиента фильтрационного давления, ограничен сверху и снизу. Верхняя граница применимости закона Дарси обусловлена проявлением инерционных сил при
больших скоростях фильтрации, а нижняя – физико-химическими эффектами взаимодействия жидкости с пористой средой и неньютоновскими
реологическими свойствами жидкости. Однако до настоящего времени при
построении нелинейных законов фильтрации рассматривались, как правило, лишь изотропные пористые среды. В то же время хорошо известно, что
реальные грунты и коллекторы углеводородного сырья обладают анизотропией. Поэтому в докладе рассмотрены варианты построения нелинейных законов фильтрации для ортотропных пористых сред, которые наиболее часто встречаются на практике.
В инвариантном тензорном виде выписаны нелинейные законы
фильтрации для ортотропных пористых сред. Уравнения, как это принято в
теории фильтрации, представляются выражениями, содержащими скорость
фильтрации до второй степени включительно. Даны выражения, определяющие нелинейные фильтрационные сопротивления, и показано, что при
переходе от линейных законов фильтрации к нелинейным может проявляться эффект асимметрии, т. е. фильтрационные свойства могут быть различными вдоль одной прямой в положительном и отрицательном направлении. Показано, что по сравнению с линейным законом фильтрации для
ортотропных сред, когда для задания фильтрационных свойств для трех
групп симметрии достаточно лишь одного закона фильтрации, в нелинейных законах проявление анизотропии существенно разнообразнее и каждая
группа симметрии описывается своими уравнениями. Рассмотрен комплекс лабораторных измерений по определению фильтрационных свойств
в нелинейных законах фильтрации для ортотропных пористых сред.
Работа выполнена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (номер проекта 09-08-00631-а ).
Литература:
Дмитриев Н.М., Мурадов А.А., Семенов А.А. Нелинейные законы
фильтрации для ортотропных пористых сред. // Изв. РАН. МЖГ. 2008. №5.
С. 83-89.
98
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УЗБЕКИСТАНА И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИИ
ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА ЭТАПЕ
ПРОГРЕССИРУЮЩЕГО ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ
Орынбаев Б.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Газоконденсатное месторождение Урга является недонасыщенным,
сложнопостроенным многопластовым, в продуктивном разрезе выделены 8
горизонтов (J31, J32, J32а, J33, J35, J36, J37, J38).
На основании анализа разработки продуктивных горизонтов месторождения Урга (за период 1995-2005 гг.), следует отметить, что только по
горизонтам J32, J33, J36, J37 имеется фонд скважин, самостоятельно эксплуатирующих один горизонт и только по этим горизонтам можно оценить
дренируемые запасы газа вовлеченные в разработку.
Главной причиной, влияющей на отклонение фактических показателей от проектных является появление воды в продукции скважин практически с начала ввода в эксплуатацию и, как следствие, изменение рабочих
дебитов газа, темпов падения пластового давления. Проектная газоотдача
примерно составляло 90 %, фактическая газоотдача 40 % от балансовых
запасов газа.
В работе представлены различные способы моделирования ухудшения фильтрационных свойств околоскважинной зоны и ее влияние на коэффициенты сопротивления. Фазовая проницаемость считалась зависящей
не только от сжимаемости пласта и эффекта засорения, но и от градиента
давления и несовершенства вскрытия пласта.
Фильтрация газа в окрестности добывающей скважины описывается
двучленным законом фильтрации, в котором коэффициенты сопротивления a и b зависят от многих факторов. В работе рассмотрено влияние процессов сжимаемости пласта, кольматации призабойной зоны, несовершенства вскрытия, защемления на коэффициенты сопротивления и форму индикаторных кривых.
Зависимость фазовой проницаемости моделировалась различными
функциями. Зависимость влияние сжимаемости рассматривалась для различных типов коллекторов. Несовершенство вскрытия пласта учитывалось
изменением формы линий тока в околоскважинной зоне.
В работе обосновано эффективных технологий повышения продуктивности скважин на стадии прогрессирующего обводнения пластов, при
различных вариантах изоляций пластовой, верхний, нижний и подошвенной воды. Кроме того, авторам предлагается комплексной воздействие на
прискважинной части пласта. В этом случае, на слабообводненых часть
99
пласта закачиваем кислотного состава, на сильнообводненных часть пласта
закачиваем водоизоляционного состава.
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ИХ
КУСТОВОМ РАЗМЕЩЕНИИ
Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С., Бондаренко В.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
К настоящему времени не разработаны какие-либо методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веернокустовым размещением, учитывающие нестационарность процесса фильтрации, взаимодействие скважин, неполноту вскрытия сектора горизонтальным стволом и неидентичность создаваемых в отдельных скважинах
куста депрессий на пласт. Поэтому нами были проведены математические
эксперименты определения производительности таких скважин на моделях
фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами для использования полученных результатов при освоении
нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с веернокустовым размещением как на шельфовых месторождениях вокруг платформ, так и в условиях материка.
Достоверное определение производительности скважин с таким размещением и такой формой зоны дренирования при освоении шельфовых и
материковых месторождений является весьма актуальной задачей, которая
решена путем создания геолого-математических моделей залежи круговой
формы, дренируемой горизонтальными скважинами с кустовым веерным
размещением. Основная цель проведения математических экспериментов
заключалась в получении универсальных зависимостей в безразмерных
единицах между относительными дебитами Qã  Qí åï î ë / Qï î ë скважин при заданных углах между стволами i, проницаемостях пластов ki, длинах горизонтальных стволов Li и неполном вскрытии сектора на дебит скважины
при полном вскрытии сектора и относительным вскрытием сектора горизонтальным стволом L  Lã / L k , где Lпол=Rк.
Поэтому для различных значений толщины пласта, проницаемости,
скин-эффекта, параметра анизотропии и создаваемой депрессии на пласт,
радиуса контура зоны дренирования, математические эксперименты проводились для 4-х длин горизонтального ствола при различных радиусах
секторов. Результаты этих экспериментов сданы в издательство и публикуется в виде брошюры.
Предложенный метод является единственно достоверным по определению дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей сектор не
полностью с различными депрессиями в скважинах, может быть использо100
ван при проектировании разработки нефтяных залежей с
кустовым размещением горизонтальных скважин.
веерно-
ПРОБЛЕМЫ ДОЛГОВЕЧНОСТИ СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫХ
ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА
Смирнов А.К., Красновидов Е.Ю.
(ООО «Газпром ПХГ», РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Продолжительность эксплуатации газовых месторождений составляет в среднем 20 и более лет. В течение этого времени из продуктивных
пластов извлекается 40 - 80% от общего объёма газа. Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ) происходит совсем иначе.
К примеру, Калужское и Щёлковское ПХГ эксплуатируются циклически на протяжении 50 и 48 лет, соответственно, летом ведется закачка, а
зимой отбор, составляющий порядка 30-60% от общего объема газа. За десятки лет эксплуатации через некоторые скважины прокачивается в циклическом режиме более 2-х млрд. м3 газа. Скважины подвергаются значительным техногенным воздействиям. Дебиты снизились примерно в 2-3 раза по сравнению с первоначальными. Постоянно происходит «загрязнение» прискважинной зоны механическими и жидкими примесями. На Калужском ПХГ 58 % всех эксплуатационных скважин работают более 40
лет, на Щёлковском – 52 %.
Остаточный ресурс обсадных эксплуатационных колонн определяется в зависимости от агрессивности внутренней среды и давления. Часто не
учитываются процессы электрохимической коррозии обсадных колонн и
скважинного оборудования, происходящие в периоды интенсивной эксплуатации. Состояние технических колонн, кондукторов и направлений в
процессе эксплуатации скважин практически не определяется. Процессы
коррозии металла эксплуатационных и технических колонн интенсивно
происходят в интервалах залегания водоносных горизонтов, в основном, на
контакте воды и воздуха.
Один из важнейших вопросов - контроль за эксплуатацией и техническим состоянием скважин ПХГ. Необходимо более детально и тщательно проводить газогидродинамические и геофизические исследования с целью контроля и прогнозирования безаварийной работы скважин.
В ближайшие годы возможен нарастающий вывод из эксплуатации
скважин с отрицательными результатами диагностики их состояния.
Вероятность деформации обсадных колонн значительно увеличивается при наличии каверн или отсутствии цементного камня за колонной,
наличии тектонических нарушений и глубинных разломов.
101
Надёжность скважин в условиях неустойчивости горных пород можно увеличить путём применения комбинированных колонн, укрепления
призабойных зон скважин и мероприятий, позволяющих увеличить устойчивость скважин. По скважинам ПХГ необходим постоянный геодинамический мониторинг для наблюдения за изменением во времени параметров
пластов-коллекторов и покрышек.
ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОФОБИЗУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ
СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А., Хлебников В.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «ЮРД-Центр»)
В настоящее время наиболее актуальной задачей является увеличение
нефтедобычи в скважинах с ухудшенными фильтрационными характеристиками. Одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик
скважин является поступление жидкости в призабойную зону пласта.
Основными причинами поступления воды в ствол скважины являются заколонные межпластовые перетоки, неравномерное продвижение газоводяного контакта в результате снижения пластового давления и образование конуса обводненности.
Снизить обводненность добываемой продукции газовых скважин
можно, если замедлить скорость поступления воды из пласта, т.е. создать
водоизоляционный экран. При этом проницаемость для газа газонасыщенных пропластков не должна уменьшаться, т.е. состав для водоизоляции
должен обладать высокой селективностью воздействия.
Цель данного исследования заключалась в изучении гидрофобизирующих составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах.
В работе исследовали гидрофобизатор Нефтенол АБР разработки
ОАО «Химеко-Ганг». В качестве модели маловязкого углеводородного
растворителя использовали петролейный эфир, который близок по составу
и свойствам к газовому конденсату, нестабильному бензину и т.п. Раствор
композиции получали растворением гидрофобизатора в ПЭ.
В качестве моделей газо- и водонасыщенных интервалов пласта использовали насыпные пористые среды из речного песка.
При селективной водоизоляции композиция должна снижать проницаемость по воде обводненных пропластков и не влиять на проницаемость
для газа газонасыщенных пропластков, по которым газ поступает в скважину. Поэтому основными этапами исследования были изучение влияние
углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость водонасыщенных пористых сред для воды и изучение влияния углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость газонасыщенных пористых сред
102
по газу, а также моделирование процесса закачивания раствора гидрофобизатора с помощью двухслойной модели пласта.
Проведенное исследование показало, что раствор гидрофобизатора в
легколетучем углеводородном растворителе проявляет
селективность
при закачивании и поступает в основном в водонасыщенные, а не в газонасыщенные пористые среды.
О ПРИЧИНЕ РАСПРОСТРАНЕННЫХ ОШИБОК
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЧКИ ИНВЕРСИИ
ПРОМЫСЛОВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Евдокимов И.Н., Лосев А.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Высокая вязкость водонефтяных эмульсий, превышающая вязкости
исходных нефти и воды в десятки и сотни раз, обуславливает высокие
энергозатраты на транспорт и сепарацию скважинной продукции. Особенно остро эта проблема встает для нефтедобычи в Восточной Сибири, испытывающей недостаток энергоснабжения, а также при освоении морских
месторождений с подводным трубопроводным транспортом несепарированной продукции скважин.
Для расчетов технологических процессов транспорта и разрушения
водонефтяных эмульсий, а также для прогнозирования свойств скважинной продукции критическое значение имеет определение точки инверсии
водонефтяной эмульсии, или точки обращения фаз.
Как правило, в промысловых условиях и в исследовательских лабораториях пользуются наиболее простым методом определения точки инверсии – при рутинных измерениях зависимостей вязкости водонефтяной
эмульсии от содержания воды. При этом принято называть точкой инверсии то критическое водосодержание, при котором вязкость эмульсии
начинает снижаться.
На основании проведенных экспериментов и анализа обширных литературных данных в работе показано, что максимально возможное («критическое») содержание воды в стабильной В/Н эмульсии оставляет 75-80
% об. При стандартных измерениях в подавляющем большинстве случаев
за точку инверсии ошибочно принимают момент начала отделения из
эмульсии избыточной воды, более не связываемой в дисперсной фазе, а
именно максимум вязкости эмульсии, наблюдаемый при содержании воды
70-80 % об. При дальнейшем добавлении воды вязкость системы начинает
снижаться, так как в системе остается концентрированная обратная водонефтяная В/Н эмульсия с «критическим водосодержанием» и появляется
свободная фаза воды.
103
Таким образом, «точка инверсии» определяемая по измерениям вязкости, чаще всего никак не связана с изменением типа эмульсии и характеризует лишь максимально возможное содержание эмульгированной воды в
нефтях (эмульгирующую способность нефти).
ОБОСНОВАНИЕ РАВНОМЕРНОСТИ ДРЕНИРОВАНИЯ
МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИ ИХ РАЗРАБОТКЕ С
ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Бондаренко В.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Возможности регулирования равномерности фронта продвижения
воды в многообъектных неоднородных месторождениях с использованием
вертикальных скважин связаны с большими технологическими трудностями и дополнительными капитальными вложениями. Разработанные к
настоящему времени технологии бурения горизонтальных скважин с любым профилем горизонтального участка позволяют использовать эти технологии для регулирования фронта продвижения закачиваемой в пласт воды при разработке многообъектных неоднородных нефтяных залежей с
поддержанием пластового давления. В принципе, обеспечение равномерности фронта продвижения с использованием горизонтальных скважин реальнее, чем с использованием вертикальных.
Равномерность продвижения закачиваемой в пласт воды следует
обеспечивать исходя из следующих предпосылок:
− равномерность продвижения фронта воды по отдельным пропласткам, имеющим различные емкостные и фильтрационные свойства;
− равномерность продвижения фронта в отдельном пропластке из-за
изменения забойного давления по длине горизонтального ствола.
Наряду с другими результатами, в данной работе показано, что для
обеспечения равномерности продвижения фронта воды в отдельно взятом
пропластке, необходимо обеспечить практически постоянное забойное
давление по длине горизонтального участка ствола. При существенном изменении забойного давления по стволу в силу увеличения потерь давления
интенсивность закачки по длине горизонтального участка изменяется. Поэтому фронт продвижения закачиваемой воды становится неравномерным.
По мере роста потерь давления по стволу происходит опережающее движение фронта закачиваемой воды. Для равномерности продвижения фронта воды по всем пропласткам, отличающимся емкостными и фильтрационными свойствами, необходимо определить длину вскрытия по каждому
пропластку с учетом названных свойств. Для обеспечения одинакового
снижения давления по площади в многопластовых залежах целесообразно
использовать многоствольные горизонтальные скважины.
104
О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГОРЯЧЕГО ВОДОРОДА В
КАЧЕСТВЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Басниев К.С., Бозиев С.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В работе рассмотрен метод теплового воздействия на залежи газовых
гидратов на примере Мессояхского месторождения.
Исследована возможность использования горячего водорода, полученного путем диссоциации метена, в качестве теплоносителя для теплового воздействия на газогидратные залежи с целью добычи природного газа. Термодинамика теплового разложения метана может быть определена из реакции разложения:
800 1300 Ñ
CH 4 

 C  2H 2 .
0
В работе рассмотрена модель теплового воздействия на газогидратные залежи горячего водорода, закачивание которого в скважины осуществляется периодически, по мере его охлаждения. При этом использована аппроксимационная зависимость диаграммы фазового равновесия гидратов в пористой среде полиномом, полученная по данным работы [2].
Рассмотрены варианты с различным количеством горизонтальных скважин, наполняемых горячим водородом, и оценена эффективность метода
для различной геометрии интерференции тепловых полей. Показано, что
наибольшая эффективность достигается для числа горизонтальных скважин n  5 . Расчеты проведены с использованием приложения PDE Toolbox
системы MATLAB.
Литература:
1. M. Steinberg The HY-C process (thermal decomposition of natural gas).
Brookhaven National Laboratory upton, ny 11973, 1994.
2. Нестеров А.Н. Кинетика и механизм гидратообразования газов с
участием ПАВ. Диссертации на соискание ученой степени доктора
химических наук. Тюмень, 2006 г.
105
ОБОБЩЕННЫЕ МОДЕЛИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ В
АНИЗОТРОПНЫХ СРЕДАХ
Дмитриев Н. М., Дмитриев М. Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В инвариантном тензорном виде выписаны обобщенные модели
двухфазной фильтрации Бакли-Леверетта и Рапопорта-Лиса в анизотропных средах.
Показано, что относительные фазовые проницаемости для анизотропных сред задаются тензорами четвертого ранга. Выписаны связи между тензорами фазовых и абсолютных проницаемостей при фильтрации
двух несмешивающихся жидкостей для всех точечных кристаллографических и предельных групп симметрии в предположении, что тензоры фазовых и абсолютных проницаемостей имеют одинаковую симметрию (обладают одним типом анизотропии).
Показано, что внешняя симметрия тензоров коэффициентов фазовых
проницаемостей может не совпадать с внешней симметрией тензора абсолютной проницаемости. Связь между тензорами коэффициентов фазовых и
абсолютных проницаемостей задается тензором четвертого ранга с внешней симметрией совпадающей с внешней симметрией тензоров фазовых
проницаемостей.
Для триклинных и моноклинных групп симметрии показано, что тензоры коэффициентов фазовых проницаемостей могут быть не соосны между собой и с тензором абсолютной проницаемости, более того, положение
главных осей тензоров коэффициентов фазовых проницаемостей может зависеть от насыщенности.
Выписано тензорное представление капиллярного давления, так как
в анизотропных средах капиллярное давление зависит от направления. Для
этого введены тензоры капиллярного давления и характерных линейных
размеров.
Дано решение модельных задач (фильтрация через пластину и в
длинном стержне), и приближенное решение о стационарной двухфазной
фильтрации к конечной галерее в анизотропной среде при произвольной
взаимной ориентации галереи и главных осей тензора коэффициентов абсолютной проницаемости.
Дано экспериментальное обоснование тензорной природы связи
между абсолютными и фазовыми проницаемостями и возможность обобщения теории двухфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей на
случай анизотропных сред.
Работа выполнена при поддержке РФФИ РФФИ 09-08-00631-а и в
рамках Программы №14 Президиума РАН (проект 2.3.1).
106
АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН НОВОЕЛХОВСКОЙ ПЛОЩАДИ НОВО-ЕЛХОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ОСЛОЖНЕННЫХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ
Егорова Ю.Л.
(АГНИ)
Процессы добычи нефти часто сопровождаются отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках
скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных
коммуникациях системы сбора и подготовки нефти. Накопление солей
осложняет добычу нефти, приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а в итоге — к значительному недобору и потерям нефти.
Анализ показателей работы скважин, осложненных отложениями солей, был проведен по 52 скважинам Ново-Елховской площади НовоЕлховского месторождения. Все выбранные скважины эксплуатируются
УШГН. Большая часть эксплуатируется вставными насосами.
25
37
40
20
20
до 1,5т/сут
16
30
1,5-3,5т/сут
15
3,5-5т/сут
20
10
15
5-10т/сут
5
5
10
0
8
3
более 10т/сут
0
RHAM
1
THM
Рис. 1. Распределения скважин, Рис. 2. Распределения скважин
осложненных отложениями солей, осложненных отложениями солей,
работающих с помощью УШГН
по дебитам нефти
20
19
40
17
15
12
10
до 20%
40-60%
60-80%
5
80-100%
2
30
20-40%
до 1000м
20
более 1300м
2
10
1
0
0
1000-1300м
1
Рис. 3. Распределения скважин,
Рис. 4. Распределения скважин,
осложненных отложениями солей, по осложненных отложениями солей, по
обводненности
глубинам спуска насосов
Анализ показателей работы выбранных скважин Ново-Елховской
площади Ново-Елховского месторождения показал, чаще всего отложение солей встречается в скважинах с дебитом менее 1,5т/сут и об-
107
водненностью продукции до 20% и более 80%, при глубине спуска
насоса от 1000 до 1300м.
Литература.
1.Кашавцев И.Е Солеобразование при добыче нефти. Издательство
«Орбита-М», Москва, 2004.-432с.
2. База данных АРМИТС ОАО «Татнефть»
О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СТУПЕНЧАТОЙ
ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ВОДЫ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ
НЕФТИ БУХАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Захарова Е.Ф., Соколова Е.Н.
(АГНИ, НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»)
Система ППД является основным рычагом воздействия на разрабатываемый продуктивный пласт, фильтрационные свойства которого
непрерывно меняются, и, что особенно важно, меняется характер распределения запасов. Существующая на месторождении система разработки не
может в полной мере обеспечить удовлетворительный коэффициент вытеснения нефти из низкопродуктивных коллекторов, выработка которых
осуществляется низкими темпами из-за значительной неоднородности.
Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные
коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Пористость песчаников колеблется в пределах 12.9-20.4%, проницаемость
118.3-644.5 . 10-3 мкм2. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15
до 21.2%, проницаемость – от 9.6 до 109.9 . 10-3 мкм2. Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Терригенные отложения бобриковского горизонта характеризуются резкой фациальной изменчивостью
разреза, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых пластов,
значительным изменением толщин, как всей толщи, так и отдельных пачек. В бурегско-семилукских и заволжских отложениях по ГИС средняя
пористость составила 9,7%, 8,82%; проницаемость 0,0265 мкм2, 0,0237
мкм2 соответственно. Коллекторы низкоемкие, низкопроницаемые. Результаты всех видов исследований (проницаемость 0.0269 мкм2, пористость –
10.5%, нефтенасыщенность – 76.9%) характеризуют коллекторы турнейского яруса также низкоемкими и низкопроницаемыми. Очевидно, что
размер порового пространства в анализируемых отложениях не является
величиной одного порядка.
При обосновании технологии очистки воды по продуктивным отложениям важно выяснить не только допустимое содержание механических
108
примесей в воде, но и размеры взвешенных частиц, которые могут свободно проходить по поровым каналам пласта. В результате проведенных анализов и инженерных расчетов рекомендуется две ступени очистки воды в
системе ППД с учетом специфики рассматриваемой площади.
БОРЬБА С РАЗЛИЧНЫМИ ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ
РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ПОМОЩИ МЕТОДА
ИМПУЛЬСНО-ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Хайруллин И. И.
(РГУНГ имени И.М.Губкина)
Для временного увеличения проницаемости нефтяных пластов применяют различные способы воздействия. Среди них: разрывы пластов
жидкостью (ГРП) и пороховыми газами высокого давления, кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, плазменное и другие. Учитывая тот факт, что создание в пласте магистральных трещин вносит серьёзную неоднородность, осложняющую процесс извлечения нефти, а также
ограниченность во времени позитивного эффекта от разрывов, возникла
необходимость поиска других подходов к решению этой важнейшей проблемы.
Импульсно-волновое воздействие (ИВВ) из скважины на блок залежи основано на преобразовании подвижности флюида в большом объёме
пласта за счёт совмещения ударных и сейсмических волн с вынужденной
фильтрацией. В зависимости от состояния адсорбционных слоёв на поверхности минералов реакция породы на рассматриваемое комплексное
воздействие может варьировать от незначительных и быстро восстанавливаемых изменений ФЕС до существенных и восстанавливаемых в течение
очень длительного периода времени.
При применении метода ИВВ создается невысокая плотность потока
энергии, и поэтому существенных преобразований коллекторских свойств
пласта в его больших объемах можно ожидать не за счет привнесенной в
пласт энергии, а как следствие выделения накопленной в пласте энергии.
То есть импульсно – волновое воздействие выступает в роли инициатора
процесса или спускового крючка. Сам процесс накопления энергии в пласте связан с переходом частиц в поверхностных слоях минералов в такое
состояние, при котором взаимодействие между ними усиливается и они
образуют ассоциат. Образующаяся система частиц представляет собой
единую квантово – механическую систему, которая характеризуется рядом
специфических свойств.
Успешность обработок нагнетательных скважин составляет в среднем по месторождениям порядка 80 процентов. При этом кратность увеличения приемистости варьирует в диапазоне от 2 до 10 раз.
109
Также в работе исследована обострившаяся в последнее время проблема солеотложения на ряде месторождений Западной Сибири. Проанализированы различные методы борьбы и предложены экономически
наиболее целесообразные решения.
О СИСТЕМЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЗАЩИТНЫХ
ПОКРЫТИЙ
Гуськова И.А., Емельянычева С.Е., Павлова А.И.
(АГНИ)
Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) формируются в
скважинном оборудовании, системе нефтесбора, резервуараных парках.
Выбор покрытий и материалов, обеспечивающих защиту не только от коррозии, но и предотвращающих АСПО, позволит повысить экономическую
эффективность нефтедобывающего комплекса.
В настоящее время качество лакокрасочных покрытий нефтегазового
оборудования оценивается по следующим показателям: диэлектрическая
сплошность, адгезионная прочность, эластичность, твердость покрытия.
Во-первых, это те методы, на которые существуют только иностранные
стандарты, а ГОСТы в настоящее время отсутствуют. Во-вторых, это методы испытаний, которые недостаточно адекватно моделируют реальные
условия эксплуатации покрытий.
Наличие достаточно большого количества операций по удалению
АСПО из промысловых коммуникаций и скважинного оборудования свидетельствуют о необходимости оценки лакокрасочных покрытий с точки
зрения интенсивности парафинизации. С этой целью была проведена серия лабораторных исследований с покрытиями Hempadur 85671 и эмалью
«Танкпейнт», используемыми для защиты резервуаров в ОАО «Татнефть».
Исследования проводились на лабораторной установке, обеспечивающей
возможность проведения непрерывных замеров массы формирующихся
отложений на образцах материалов при заданной температуре.
В результате проведения лабораторных исследований установлено
существенное изменение парафинизации поверхностей при характерных
температурах - увеличение интенсивности парафинизации в узком диапазоне температур-30-35С. Для образцов с покрытием отмечено существование «нулевого периода», в течение которого во всём интервале температур отложения на поверхности образцов не формируются.
Таким образом, проведение технологических процессов с учётом
«нулевого периода» формирования отложений на поверхности резервуаров, имеющих защитные покрытия, а также учёт характерных температур
увеличения интенсивности парафинизации при разработке технологической схемы подготовки нефти, позволили бы свести к минимуму затраты
110
на проведение различных профилактических мероприятий по очистке и
удалению асфальто-смоло-парафиновых отложений.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕКОТОРЫХ МЕТОДОВ,
ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСПО
Гуськова И.А., Гильманова Д.Р.
(АГНИ)
В настоящее время проблема формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании является одной из
актуальных проблем нефтедобычи.
Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения
оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических
реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО.
Применение водных растворов ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б, ФЛЭК-ДГ002, неонолы и др.) получило достаточно широкое распространение в
нефтепромысловой практике при проведении профилактических промывок
действующих скважин в качестве методов, применяемых для удаления
АСПО с различных элементов подземного оборудования скважин.
Как показывает практика, применение водорастворимого ПАВ МЛ81Б является обязательным элементом почти всех технологий ремонта
скважин.
Учитывая вышеизложенное, авторами были проведены исследования по определению некоторых моющих свойств раствора МЛ-81Б с использованием проб АСПО, отобранных с различных элементов глубинного оборудования скважины № 19391 (НГДУ «Джалильнефть»).
Для оценки изменения консистенции отложений под воздействием
водного раствора ПАВ был приготовлен раствор МЛ-81Б концентрацией
0,01% с использованием пресной воды. Оценка проникновения раствора
МЛ-81Б производилась в динамических условиях при различных значениях температуры: 40, 50, 60, 70 ˚С.
В результате проведения этих исследований были построены графические зависимости изменения массы проб АСПО, отобранных с различных элементов подземного оборудования скважины № 19391, в зависимости от температуры, до и после динамического воздействия раствора МЛ81Б.
Таким образом, в результате выполненных лабораторных исследований установлено:
1. Эффективность применения водных растворов моющих средств
зависит от ряда факторов, в том числе скорости разрыва и вытеснения
нефтяной плёнки с поверхности отложений, гидрофилизации поверхности
отложений.
111
2. При увеличении температуры после проникновения и адсорбции
МЛ-81Б наиболее интенсивно снижается сила сцепления частиц отложений
между собой и с поверхностью в области температур, близких к температуре плавления АСПО, т.е. 60-70 С.
ПРОБЛЕМА ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ.
ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА СКВАЖИН
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ
Ткачев В.А.
(ООО «НПП-Гелий»)
Одним из важнейших факторов эффективной разработки нефтяных
месторождений является эксплуатация нагнетательных и добывающих
скважин в соответствии с их потенциальными возможностями. Такая работа во многом обусловлена состоянием их прискважинной зоны пласта
(ПЗП).
В настоящий момент вопрос изменения состояния ПЗП достаточно
глубоко изучен и продолжает изучаться. При этом основным предметом
исследований является проницаемость ПЗП. В течении жизни скважины
проницаемость ПЗП может изменяться как в сторону увеличения так и в
сторону уменьшения. Наиболее вероятно техногенное снижение проницаемости ПЗП. С целью описания процесса снижения проницаемости, в мировой практике наиболее часто используется общий термин – поражение
пласта. Публикуются различные классификации причин этого явления. К
таким причинам относят проникновение в околоскважинную зону пласта
различных жидкостей (в т.ч. газов) и твердых веществ. Данное проникновение приводит к закупорке поровых каналов и, следовательно, ухудшает
фильтрационные свойства породы.
Важное значение в промышленности имеет борьба с поражением
пласта, которая ведется с применением различных технологий интенсификации добычи. Совершенно очевидно, что для эффективного воздействия
на ПЗП необходимо точно идентифицировать причину и степень поражения ПЗП и подобрать соответствующую технологию интенсификации. Задача обоснования технологий требует длительных исследований, моделирования и адаптации в промысловых условиях. Наиболее трудно поддаются изучению механизмы кольматации пород. Соответственно, в отсутствие
обстоятельного их понимания, трудносуществимо и проектирование технологий. Известно, что на дебит скважин более сильное влияние оказывает
снижение проницаемости ПЗП в отличие от ее увеличения. Следовательно,
важной задачей эффективной разработки нефтяных месторождений является предотвращение падения проницаемости ПЗП.
112
ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТАХ
Морозов П.Е.
(ИММ КазНЦ РАН)
Экспресс-методы исследования скважин состоят в быстром изменении давления в скважине (путем подкачки газа, подлива жидкости, кратковременного пуска скважины в работу и т.д.) и последующем наблюдении
за восстановлением давления. В данной работе рассматривается задача не1
10
p, МПа.
100
-1
10
-2
10
аналит. решение
численное решение
t, час.
-3
10
-3
10
-2
10
-1
10
0
10
1
10
2
10
Рис. 1. Кривые изменения давления в ГС.
стационарной фильтрации жидкости в анизотропном пласте при мгновенном изменении давления в горизонтальной скважине (ГС) от начального
p k до p 0 . Полуаналитическое решение этой задачи получено в работе [1] с
помощью функций Грина и интеграла Дюамеля. Используя преобразование Лапласа, аналитическое решение задачи можно представить в виде:


1
p wd s   s 1  s  Cd s 3 pd s  , где s - переменная преобразования Лапласа,
p wd   pk  p   pk  p0  , Cd - безразмерный коэффициент влияния объема
ствола скважины, p d s  - изображение давления по Лапласу в ГС, работающей с постоянным расходом в анизотропном пласте [2]. Для больших
значений времени p wd  Cd 2t d  .
Тестовые расчеты проводились при следующих данных: L  150 м,
rc  0.1 м, h=20 м, k x = 0.5 мкм2, k y = 0.1 мкм2, k z = 0.05 мкм2,  *  4.2·10-4
МПа-1,  = 20 мПа·с, C  1 м3/МПа, p 0 =7 МПа, p k =10 МПа, ГС параллельна оси x. Кривые изменения давления в ГС (рис.1), полученные на основе
численного и аналитического решения задачи, хорошо согласуются.
Литература.
1.
Ferreira R.S., Rosa A .J . Slug test in horizontal well. P a p e r
S P E1 7 1 3 6 .
2.
Морозов П.Е. Математическое моделирование притока жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном трещиновато-пористом
пласте // Сб. трудов XIII Всеросс. науч. конф. "Современные проблемы математического моделирования", изд-во ЮФУ, Ростов-на-Дону, 2009. С.
368-376.
113
СООРУЖЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ
ТЕХНОГЕННЫХ ДЕФОРМАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ
Тупысев М.К.
(ИПНГ РАН)
В последние годы все больше внимания уделяется вопросам современной геодинамики недр и техногенным процессам, протекающим при
разработке нефтегазовых месторождений и эксплуатации ПХГ, негативному влиянию этих процессов на элементы нефтегазового комплекса, в том
числе на состояние эксплуатационных скважин. Организуются маркшейдерско-геодезические наблюдения за динамикой поверхности земли в результате разработки месторождений углеводородов и эксплуатации ПХГ,
исследуется динамика напряженного состояния разреза горных пород месторождений УВ в результате их разработки, в том числе с фиксацией техногенных землетрясений, изменения фильтрационных параметров коллекторов и др.
Однако, не смотря на очевидность и доказанность техногенных деформационных процессов при разработке месторождений УВ и эксплуатации ПХГ, большие проблемы с герметичностью обсадных колонн и заколонных пространств эксплуатационных скважин, сооружение их продолжается в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, предписывающими тампонирование
скважин с использованием цементных растворов. В результате развития
техногенных деформационных процессов, неизбежно сопровождающих
разработку месторождений УВ и эксплуатацию ПХГ, происходит растрескивание цементного камня в заколонных пространствах, нарушается их
герметичность, в итоге скважинные сооружения не выполняют заявляемые
при их строительстве требования по охране недр.
Предлагается при сооружении скважин вместо цементных растворов
использовать в качестве тампонирующего материала вязко-пластичные составы (ВПС), которые позволяют сохранять герметичность заколонных
пространств при развитии напряжений в разрезе горных пород месторождения из-за изменения в нем начального пластового давления и проявления
техногенных деформационных процессов. Даются технологии сооружения
таких скважин с использованием в качестве ВПС глинистых растворов с
высокой концентрацией глинистого материала, оцениваются тампонирующие свойства предлагаемых ВПС.
114
ЭФФЕКТЫ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
СКВАЖИН ПРИ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ
ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ
Зайцев М.В.
(ИПНГ РАН)
При разработке и эксплуатации скважин существует множество факторов, которые оказывают влияние на состояние пласта. Это, например,
такие процессы как техногенные изменения природной микроструктуры
частицами технологических жидкостей, отложение смол и асфальтенов в
порах, диспергирование глинистых минералов слабоминерализованными
растворами, отложения осадка в порах, минерализация, засорение пор в результате воздействия бактерий и химических реакциях и другие. Подобные
факторы обуславливают формирование системы околоскважинных зон на
этапах сооружения и освоения скважин и определяют закономерности
фильтрации на этапе эксплуатации скважин. Существуют различные модели, позволяющие учесть их влияние в комплексе, наиболее распространенным из которых является введение скин-фактора.
Как показывают исследования еще одним важным, но часто игнорируемым фактором при переводе лабораторных данных на реальные пластовые условия является изменение температуры. Наиболее актуально это
для месторождений, на которых применяются тепловые методы повышения производительности скважин. При повышении температуры уменьшается вязкость нефти, однако тепловое расширение породы и возникающие
термобарические напряжения могут приводить к изменению строения и
проницаемости околоскважинной зоны. Что в свою очередь, может приводить к уменьшению производительности скважины и снижению эффективности применения тепловых методов.
Поэтому весьма важным при применении тепловых методов оценка
эффективности его использования и установление оптимальной температуры, до которой следует прогревать пласт.
В докладе предложены модели влияния изменений околоскважинных зон на производительность скважин, позволяющие учесть комплексное влияние различных механизмов изменения строения околоскважинных
зон как влияние описанных выше факторов, так и изменения температуры
при разработке.
С помощью предложенных моделей получены формулы, позволяющие прогнозировать изменение производительности скважин при использовании тепловых методов повышения нефтеотдачи, и предложено условие эффективности их применения, которое позволит оценить возможность использования тепловых методов в каждом конкретном случае, а
115
также спрогнозировать оптимальную температуру, до которой следует
прогревать пласт.
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Закиров Э.С.
(ИПНГ РАН)
В области прогностического 3D гидродинамического моделирования
на сегодня можно выделить два класса проблемных задач.
Первое множество включает задачи перехода и переноса свойств от
мелкой 3D геологической модели к более грубой 3D гидродинамической
модели. Подобные задачи называют задачами масштабирования или upscaling’а. Кроме того, имеются задачи переноса фильтрационно-емкостных
и иных свойств в обратном направлении - от 3D гидродинамической модели к 3D геологической. Подобные задачи носят название downscaling’а.
Можно отметить, что решение задач upscaling’а более проработаны,
чем downscaling’а. Хотя и они далеки от окончательного разрешения. В
докладе предполагается дать классификацию существующих методов upscaling’а с краткой характеристикой преимуществ и недостатков реализованных подходов. А также авторский метод глобально-глобального upscaling’а с учетом сжимаемости породы и фильтрующихся флюидов. Соответствующая задача формулируется в оптимизационной, нестационарной постановке, а в алгоритме ее решения используются современные методы
теории оптимального управления.
Второй класс задач связан с особенностями представления скважин в
существующих коммерческих симуляторах. Когда граница скважины не
моделируется явным образом. А для представления работающей скважины
используют индекс продуктивности каждого сеточного блока, вскрытого
скважиной. Ситуация осложняется с переходом к так называемым “прогрессивным” скважинам. Термин “прогрессивный” за рубежом используется для описания множества различных типов скважин: горизонтальных,
многозабойных, интеллектуальных. К последним относят скважины с датчиками расхода, давления/температуры, с различными управляющими
устройствами. Например, с управляющими течением устройствами, или
забойными сепараторами.
В докладе планируется остановиться на некоторых вопросах математического моделирования прогрессивных скважин. Показать “тонкие” моменты в соответствующих методиках моделирования скважин, особенности различных моделей. А также представить реальные возможности и по-
116
следствия от применения прогрессивных скважин в технологиях нефтегазодобычи.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ ГИДРО- И
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Лобанова О.А.
(ИПНГ РАН )
При моделировании некоторых процессов разработки нефтяных и
газовых месторождений применяются многокомпонентные (композиционные) модели. В данных моделях одними из ключевых являются уравнения,
позволяющие рассчитывать составы сосуществующих углеводородных
фаз.
Обычно при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа предполагают, что соответствующие массообменные процессы протекают в условиях фазового равновесия многокомпонентной системы. Решение задач фазового равновесия многокомпонентных систем
осуществляется на основе классических положений термодинамики о равенстве химических потенциалов (летучестей) каждого компонента смеси в
сосуществующих фазах. Летучести компонентов в фазах определяются на
основе решения уравнения состояния для каждой из фаз.
Из экспериментальных данных и практики разработки месторождений известно, что модель равновесных фазовых превращений не всегда
адекватно описывает процессы, протекающие в пласте. Например, встречаются нефтяные скважины, в продукции которых продолжает наблюдаться свободный газ. Хотя после предшествующего разгазирования нефти и
последующей закачки воды в соседние скважины пластовое давление уже
поднялось значительно выше давления насыщения. Для описания процессов, протекающих в пласте в районе такого рода скважин, необходимо
применять модели неравновесных фазовых превращений.
В настоящее время учет неравновесных термодинамических процессов осуществляется только в специализированных моделях, разработанных
для некоторых частных случаев. При этом принципиально изменяется
форма записи уравнений фильтрации по сравнению с равновесным случаем. Поэтому применение данного подхода в рамках стандартных гидродинамических пакетов затруднительно.
В докладе предлагается новый альтернативный подход к решению
неравновесных задач многокомпонентной фильтрации. При этом основные
уравнения модели преобразуются к форме, подобной равновесному случаю. И они последовательно решаются в итерационном цикле с системой
соотношений для расчета неравновесных составов сосуществующих фаз.
117
Такой подход достаточно просто реализуется как расширение стандартных
многокомпонентных моделей.
Предложенный алгоритм расчета неравновесных составов фаз программно реализован. В докладе представляются иллюстрационные примеры, сопоставляющие результаты расчетов для равновесного и неравновесного случаев.
РАСЧЕТ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ И
ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ В
КОЛЛЕКТОРАХ
ТРЕЩИННОГО ТИПА
Михайленко Е.Е.
(ИПНГ РАН)
Огромный интерес к исследованию трещинных коллекторов объясняется 3 главными аспектами:
1.
В трещинных коллекторах залегает большая доля мировых запасов нефти и газа. 2. Трещиноватость критически влияет на извлечение
нефти. 3. Геология и структура трещин, определяющая движение флюидов, очень сложны и поэтому требуют очень затратных по времени методов моделирования.
Для моделирования движения флюидов необходимо чтобы для системы трещин были определены эквивалентные фильтрационные свойства.
Эти свойства включают в себя эквивалентную проницаемость системы
трещин (в случае перколяции), параметр обмена между матрицей и трещиной (шейп фактор) и свойства, появляющиеся при наличии двух и более
фаз (капиллярное давление и относительная проницаемость).
Сложность с вычислением эквивалентной проницаемости определяется дискретной природой трещин, ее анизотропностью и многомерными
соотношениями с большим количеством параметров. Эквивалентная проницаемость была объектом многих исследований. Такие исследование были основаны эмпирических или физических подходах. Например, степенные зависимости используются для установления связи между эквивалентной проницаемостью и пористостью, густотой трещин или напряжением.
Что касается физических подходов, они полагаются на смоделированные
результаты потоков флюидов в системе трещин. Обычно они используются для оценки проницаемости экспериментального блока, полученной в результате вероятностного моделирования двух или трехмерной системы
трещин различной структуры.
Представленный доклад будет рассматривать комплексный подход к
моделированию коллекторов трещинного типа. Такой подход основывает-
118
ся на концептуальной модели систем трещин и включает в себя три основных шага:

Геостатическое моделирование густоты трещин с учетом данных трещиноватости ствола скважин и наблюдаемых пространственных
трендов;

Масштабное вычисление тензоров проницаемости, основанное
на периодичных в пространстве дискретных систем трещин;

Калибровка модели залежи с использованием уравнений стационарного режима фильтрации по данным гидродинамических исследований скважин.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ АНИЗОТРОПИИ
ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ПРОФИЛЬНОГО
И ВЕРТИКАЛЬНОГО ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ
Цаган-Манджиев Т.Н.
(ИПНГ РАН)
Вертикальная анизотропия проницаемости продуктивного пласта
(различие коэффициентов проницаемости вдоль напластования и по вертикали) является одним из важных параметров при гидродинамическом моделировании и обосновании технологий разработки залежей нефти и газа.
Известные методы определения данного параметра обладают рядом недостатков, не позволяющих получать надежные результаты применительно к
фактическим пластовым условиям.
Перспективными подходами к определению вертикальной анизотропии проницаемости являются методы профильного и вертикального гидропрослушивания. Они предполагают проведение специализированных
гидродинамических исследований на основе одной или нескольких скважин с созданием фильтрационных течений как в латеральном, так и в вертикальном направлениях.
При проведении процедуры профильного гидропрослушивания используются две горизонтальные скважины – активная и реагирующая,
стволы которых разнесены в пределах пласта по вертикали и латерали. В
работе предлагается приближенная двумерная математическая модель
процесса профильного гидропрослушивания, которая служит основой для
методики интерпретации результатов исследований. На полученном аналитическом решении базируется графоаналитический метод идентификации исследуемых параметров, включая коэффициенты вертикальной kz и
латеральной kx проницаемости.
Численное исследование применительно к обобщенному уравнению
пьезопроводности позволило оценить влияние гравитационного фактора на
динамики изменения давления на скважинах в процессе исследования.
119
Технология вертикального гидропрослушивания предполагает использование одной вертикальной многофункциональной скважины – как в
качестве возбуждающей, так и в качестве реагирующей. Это достигается за
счет создания двух изолированных одним или двумя пакерами интервалов
перфорации – вблизи кровли и подошвы пласта.
Алгоритм идентификации параметров kx и kz базируется на численном решении прямой задачи в 2D радиальной постановке с учетом гравитационного фактора. Для решения обратной задачи применяются методы
теории оптимального управления.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В РАМКАХ
КОНЦЕПЦИИ АБСОЛЮТНОГО И ЭФФЕКТИВНОГО
ПРОСТРАНСТВ
Муртазалиев А.Ш.
(ИПНГ РАН)
Традиционная методология в теории и практике разработки месторождений нефти и газа берет свое начало от классических дифференциальных
уравнений многомерной многофазной фильтрации Маскета – Мереса (1936
г.) Газовыми коэффициентами в ней выступают абсолютная проницаемость
по газу и открытая пористость. Поэтому соответствующая модель коллекторов названа концепцией абсолютного порового пространства (АПП).
За последние годы в ИПНГ РАН обоснована альтернативная, новая
концепция эффективного порового пространства (ЭПП). Базовыми коэффициентами в исходных ее уравнениях является эффективная проницаемость и
эффективная пористость. Концепция ЭПП позволила, с одной стороны,
устранить ряд некорректностей в 3D компьютерном моделировании. А с другой стороны, внесла заметные коррективы в методологию современных
научных дисциплин.
В результате в физике нефтегазового пласта назрела необходимость
проведения сопоставительных лабораторных экспериментов в рамках концепций АПП и ЭПП. Поэтому автором выполнена серия лабораторных экспериментов на сцементированных искусственных кернах. Чтобы исключить
влияние литологического фактора на результаты экспериментов.
• Для целей петрофизики, согласно концепции АПП, важной является
зависимость коэффициента абсолютной проницаемости от открытой пористости. Концепцию же ЭПП, напротив, интересует зависимость эффективной
проницаемости от эффективной пористости. Эксперименты показывают, что
коэффициент корреляции концепции ЭПП оказывается кратно выше по сравнению с концепцией АПП.
120
• Применительно к фильтрации газа показана значительно различие коэффициента макрошероховатости, находимого в рамках рассматриваемых
альтернативных концепций.
• Аналогичные сопоставительные эксперименты выполнены применительно к определению коэффициента вытеснения для карбонатных
коллекторов на основе капиллярной пропитки и традиционного вытеснения.
СОСТАВ ГЕТЕРОАТОМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТЯЖЕЛЫХ
НЕФТЕЙ, ДОБЫВАЕМЫХ С ПОМОЩЬЮ КОМПОЗИЦИЙ
РАЗЛИЧНОГО ДЕЙСТВИЯ
Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Мин Р.С., Сагаченко Т.А.,
Сергун В.П.
(ИХН СО РАН)
Значительные запасы высоковязких высокосмолистых нефтей, на
фоне снижения добычи легкого нефтяного сырья, требуют применения
технологий нефтедобычи, эффективных по отношению к тяжелым нефтяным системам. При извлечении таких нефтей широко используют паротепловое воздействие на залежь в сочетании с химическими композициями
различного действия. Для выбора оптимальных технологий добычи и последующей переработки высоковязких высокосмолистых нефтей необходима информация об изменении их состава и свойств в процессе воздействия на продуктивные пласты различных методов увеличения нефтеотдачи.
Проведен сопоставительный анализ распределения и состава низкомолекулярных азотистых и сернистых соединений в нефтях Усинского месторождения (республика Коми), добытых без применения и с применением нефтевытесняющих (Нетрольная, НИНКА) и гелеобразующей (ГАЛКА)
композиций, разработанных в ИХН СО РАН.
Установлено, что их воздействие не влияет на количество и качественный состав низкомолекулярных соединений азота и серы. Во всех
нефтях низкомолекулярные азотистые соединения представлены сильно- и
слабоосновными компонентами. Преобладают основания первого типа.
Среди сильных оснований идентифицированы алкил-, нафтено- и бензопроизводные хинолина, азапирена, тиофенохинолина, хинолинкарбоновой
кислоты и ее эфира. Слабые основания представлены алкил-, нафтено-,
бензопроизвоными бензохинолона, его гидрированного аналога – лактама,
бензотиахинолона, хинолинкарбоновой кислоты и соответсвующего эфира. Отмечено, что в составе низкомолекулярных азотистых соединений
усинских нефтей повышена доля компонентов, содержащих в структуре
карбоксильную и сложноэфирную группы. Применение композиций при121
водит к увеличению относительного содержания таких соединений среди
слабых оснований.
Низкомолекулярные сернистые соединения исследованных нефтей
представлены высокоалкилированными и полициклоароматическими
структурами, с преобладанием последних. В составе серосодержащих полициклоароматических соединений присутсвуют бензо-, дибензо- и
нафтобензотиофены. Во всех случаях преобладают алкилпроизводные дибензотиофена, основную часть которых составляют экранированные
структуры, наиболее устойчивые в процессах каталитического облагораживания нефтяных дистиллятов.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ
СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА
Бадертдинова Е.Р., Салимьянов И.Т.
(КГТУ имени С.М. Кирова)
В работе решается обратная задача по определению фильтрационных
параметров пласта и трещины гидроразрыва. В качестве исходной информации используются кривые восстановления давления (КВД). Задача фильтрации жидкости к скважине, пересеченной вертикальной трещиной, решается
численно на основе метода конечных разностей. Область фильтрации покрывается неравномерной сеткой, которая сгущается к скважине.
Рис.1. КВД,
вычисленная по
модели [2] (- -) и по
предложенной модели
(–)
148
Po,атм
144
140
136
132
128
t,мин
124
10
100
1000
10000
Рис.2 Реальная (- - -)
и вычисленная (–)
122
Проницаемость в блоках, через которые
КВД
проходит трещина, вычисляется как средневзвешенное значение по площадям: kij  k r  Lijwkf / Sijr , где kr и k f – проницаемоr
сти пласта и трещины; S ij – площадь расчетного блока; w и Lij – ширина
трещины и ее длина в расчетном блоке. Во всех остальных блоках k ij  k r
[1]. На рис. 1 приводятся кривые изменения давления, вычисленные по
предложенному алгоритму и по модели Cinco Ley [2]. При стационарном
режиме фильтрации проведено сравнение с аналитическим решением [3].
Оценки гидродинамических параметров L, k  w,  , P определяются из
выч
минимума функционала J    (t )  p (rc , t )  dt , где  (t ) и p в ыч (rc , t ) –
T
2
0
наблюдаемые и вычисленные значения забойного давления. Минимизация
функционала проводится методом Левенберга-Марквардта. На рис. 2 показаны результаты интерпретации КВД скв. №6406 РТ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хайруллин М.Х., Хисамов Р.С., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Бадертдинова Е.Р., Салимьянов И.Т. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта на основе гидродинамических исследований вертикальных
скважин. // Нефтяное хозяйство, 2009, №7, с.56-59.
2. Cinco-Ley H.,Samaniego V.F., Dominguez A.N.Transient pressure behavior
for a well with a finite-conductivity vertical frac- ture.//SPE. J. - 1978. - V. 18. № 4. – Р. 253-264.
3. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.:
ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999 – 212с.
123
ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
С УЧЕТОМ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
Хазигалеева З.Р.
(ОАО «НижневартовскНИПИнефть»)
В настоящее время, разрабатываемые месторождения характеризуются невысокими КИН, соответственно в недрах остается огромное количество нефти, которое не может быть использовано в качестве ресурсной
базы на разрабатываемых обустроенных месторождениях. Запасы остаточной нефти являются сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных ее видов, которым присущи различные свойства и
степень подвижности.
Для пластов характерны два основных типа остаточной нефти, определяемые условиями неоднородности коллектора:
- Остаточная нефть (ОН) макроуровня, формирующаяся в пластах,
не охваченных воздействием процесса разработки по причине макронеоднородности коллектора;
- Остаточная нефть микроуровня, формирующаяся в промытых
участках разрабатываемых пластов.
Для технологических целей, остаточную нефть микроуровня в заводненных пластах необходимо разделить на два типа по степени подвижности. Первый тип – прочно-связанная ОН (Кпр.св.), адсорбированная нефть.
Второй тип – условно-подвижная ОН, представленная капиллярнозащемленной ОН (Кк-з), извлекаемой из пласта путем проведения геологотехнологических мероприятий.
Прочно связанная остаточная нефть (Кпр.св.) определяется по анализу
керна, отобранного из пласта в лабораторных условиях. Количество условно подвижной капиллярно-защемленной нефти (Кк-з) находится по формуле: K к  з  К общ  K пр.св.
По результатам расчетов строятся карты распределения условно подвижной остаточной нефтенасыщенности на участке, представляющих собой капиллярно-защемленную остаточную нефть. «Пятнистый» характер
распределения запасов ОН указывает на локализацию ОН в зависимости от
коллекторских свойств, что дает возможность определить метод и участок
воздействия для доизвлечения.
Разработанная методика структуризации позволяет оценить перспективные участки с высокими значениями запасов нефти, определить более
точную прогнозную эффективность от рекомендуемых мероприятий. Следовательно, это дает возможность осуществить локальное целенаправлен-
124
ное воздействие на эти зоны коллектора с целью доизвлечения ОН и увеличения КИН.
ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Полупанова В.В., Воронов С.А.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
Актуальность проблемы обусловлена тем, что по крупнейшим месторождениям России выработанность запасов составила более 60%. Добыча легкого, сухого «сеноманского газа» постепенно замещается добычей
газа с более глубоко лежащих горизонтов с газоконденсатными залежами и
нефтяным попутным газом. В будущем доля такого газа будет составлять
более 50 %.
Необходимо решать проблемы извлечения низконапорного газа на
газодобывающих предприятиях Российской Федерации.
Эксплуатация залежей, разрабатываемых при пластовых давлениях,
ниже критических, сопровождается ухудшением условий добычи, а, соответственно, появлением технологических и технических проблем при извлечении и транспортировке продукции. Возникают проблемы массовой
ликвидации скважин и промысловых сооружений. Высокая степень истощения ресурсов крупнейших месторождений, отсутствие комплексной
разработки и возрастающие затраты на добычу побуждают к «консервации» оставшихся запасов (при сегодняшнем подходе).
Анализ разработки месторождений на завершающей стадии показывает, что своевременное разбуривание залежей, соблюдение сроков ввода
мощностей по подготовке и компримированию газа, жесткое выполнение
технологических режимов работы скважин и промыслового оборудования
в целом положительно сказываются на показателях разработки и обеспечении высоких начальных и конечных коэффициентов газоотдачи.
Реализацию новых проектов в этой области необходимо начинать
уже в ближайшей перспективе. Столь быстрые сроки вытекают из необходимости внедрения технологий еще на стадии рентабельной добычи. Такие
технологии помогут «доизвлекать» газ и продлевать сроки добычи при
существующем режиме транспортировки газа.
Однако встает вполне закономерный вопрос – каким образом извлекать низконапорный газ и вовлекать его в хозяйственный оборот в колоссальных объемах. Возможными направлениями утилизации низконапорного газа являются: электроника, производство жидкого топлива, газохимия
и так далее.
125
ПУТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМ ДОРАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЭЛЬ-БОУРИ В ЛИВИИ
Акран А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Естественный режим разработки месторождения Эль-Боури без воздействия на пласт (режим истощения), является крайне неэффективным.
Связано это с неоднородным строением пластов группы пород Метлауи,
наличием трещинных зон, неравномерным распределением по объему залежи углеводородов, низкими коллекторскими свойствами матрицы пород,
слабой связью скважин с законтурной водонапорной системой, плохим состоянием призабойных зон скважин.
Результаты анализа привели автора к выводу, что существует множество проблем по определению факторов влияющих на разработку месторождения Эль-Боури, которые можно условно разделить на шесть:
1. Резкий перепад пластового давления;
2. Большая обводненность продукции;
3.Низкие коэффициент нефтеотдачи и дебиты, по сравнению с запланированными;
4. Не точность структурного плана продуктивных горизонтов;
5. Необходимость определения методов максимального увеличения
добычи действующих 75 эксплуатационных скважин;
6. Необходимость установки дополнительных платформ по добыче
нефти и определение месторасположения этих платформ.
Дальнейшая разработка месторождения должна осуществляется с
использованием новых методов увеличения нефтеотдачи.
Результаты основных теоретических и практических исследований
по изучению перспектив нефтегазоносности бассейна и обоснованию новых методов воздействия на продуктивные горизонты месторождения, для
повышения нефтепромышленного потенциала Ливии, сводятся к следующему:
Установлена необходимость использования новых методов разработки – это вариант горизонтального бурения скважин.
Таким образом, проведение геологоразводчных работ на перспективных участках и поиски новых месторождения нефти и газа, выбор рационального комплекса разработки нефтегазового месторождения ЭльБоури будет способствовать повышению нефтепромышленного потенциала Ливии.
126
ВНЕДРЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ И ПРИРОДООХРАННЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Воронов С.А.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
В целях эффективного развития и эксплуатации единой системы газоснабжения, включающей надежную, правильно организованную технологию, добычи подготовки и транспортировки газа, необходимо в процессе
разработки, эксплуатации, создании планов по реконструкции и других,
организационных и производственных мероприятиях обязательно учитывать экологический аспект данных мероприятий, а так же учитывать возможность сокращения затрат газа на собственные технологические нужды.
Ежегодно при проведении организационных мероприятий при эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на собственные,
как технологические, так и нетехнологические, нужды тратятся огромные
объёмы газа, что приводит не только к негативному влиянию на экологическую среду так и потерям энергии, которая может быть сэкономлена путём внедрения энергосберегающих технологий.
Для решения этой проблемы было рассмотрено внедрение современных систем для сокращения затрат и выбросов газа таких как:
- мобильные азотные комплексы для продувок технологического
оборудования;
- эжекционные установки для использования низконапорного газа;
- мобильные компрессорные станции для компремирования низконапорного газа;
- установки по утилизации низконапорных газов;
- организационные мероприятия по сокращению выбросов газа из
технологического оборудования.
МЕТОДИКА АНАЛИЗА И ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ТРАЕКТОРИЙ
ИСКРИВЛЕННЫХ СТВОЛОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Юй Хайшен, Архипов А.И., Ларионов А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Сегодня качество скважин в основном оценивается фактом попадания ствола в проектный коридор или круг допуска при условии выполнения требований по максимально допустимой интенсивности искривления
ствола скважины и требований РД. Однако при оценке качества пробуренной скважины значение имеет соответствие фактической и проектной траекторий по всей протяженности ствола скважины. Критерии и модели ка127
чества должно быть описаны в понятной и простой методике, которой будет оперировать буровой супервайзер при составлении отчетных документов для заказчика по итогам строительства скважины.
Важно найти основные факторы, которые максимально влияют на
качество траектории, что поможет заказчику сделать выводы о причинах и
виновнике отклонений в траектории и снижении качества бурения скважины. Необходимы четкие и понятные критерии оценки качества траектории
скважины, позволяющие проводить анализ причин полученных отклонений. Показатели оценки качества траектории должны быть основаны на
системном подходе и математических моделях, что позволит повысить
адекватность взаимодействия заказчика и подрядчиков.
В докладе будут приведены результаты работ по разработке математической модели и интегрального критерия оценки качества траектории
скважины. Для адаптации модели к реальным условиям бурения скважин
был изучен обширный банк статистических данных по буровому супервайзингу (100 и более скважин) и проанализированы отклонения проектных и фактических траектории с помощью разработанной модели.
Методика позволяет делать выводы о влиянии динамики режимных
параметров бурения, протоколируемой датчиками станции ГТИ, на качество получаемой траектории. По анализу отклонений можно выделять
наиболее существенные факторы и параметры бурения, которые приводят
к увеличению отклонения фактической траектории от проектной.
Алгоритм формализован в программный код для включения его в
виде дополнительного модуля в программный продукт «АРМ Супервайзера», разработанный на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин.
ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ ЗАВОДНЕНИИ
Лили Исмаил
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Цель работы: Оценка эффективности технологии извлечения нефти
при организации площадного заводнения с применением программного
комплекса VIP.
 нестационарное заводнение в однородном пласте:
Рис.1. КИН
128
(кин2 добивающие скважины останавливают во время закачки,
кин1 все добивающие работают во время закчки)
Рис. 2. Дебит нефти
 При нестационарном заводнении результаты расчетов показали, что в
условиях существования осложняющих факторов (наличие каналов
высокой проводимости, выделение свободного газа, изменение фильтрационно-емкостных свойств в процессе снижения пластового давления) большей эффективностью обладает управляемый упругий режим (цикл нагнетания- 2 месяцев закачка, 10 месяцев остановить).
 При режиме циклического заводнения когда добывающие скважины
останавливают во время закачки следует чтобы газ растворился в
нефть ОКЗ ,т.е увеличивается добыча нефти .
 Чем позже начинается закачка, тем КИН больше, потому что больше
разрабатывает на упругом режиме (сжимаемость породы, энергия выделиввшегося газа).

ВЛИЯНИЕ СОЛИ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ИРАКА
Мохаммед Ф.Х.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Основная цель этого исследования состоит в том что, изучить влияние загрязнителей на реологию и фильтратоотдачу основных типов водных
буровых растворов, используя различные концентрации загрязнителей.
Экспериментальным исследованиям подвергнуты пять типов буровых растворов на основе воды: буровой раствор на пресной воде, лигносульфонатный (ФХЛС), гипсовый, полимерный - KCl и насыщенный солью(NaCl), включая четыре типа загрязнителей: цемент, гипс, ангидрит и
соль, двадцать пять образцов были исследованы под различных концентрации загрязнителей в высоких температуры и по давлением 7 атм
(0,7 МПа), чтобы избежать испарения образцов. Это изучение было конструировано для того чтобы изучить изменение в реологических свойствах
буровых растворов под влиянием различных типов загрязняющих элементов общ во время бурить нефтяных скважин в иракских нефтяных месторождениях. Загрязнение соли - результат добавления различных солей к
129
жидкости бурения в течение бурения определенных пластов, закачивания
скважин, или капитальный ремонт. Растворимые соли с которыми обычно
сталкиваются, могут быть разделены на две группы, т. е. Одновалентные и
двухвалентные. Самые обычные одновалентные соли, с которыми сталкиваются - хлорид натрия (NaCl) и до меньшей степени хлорид калия
(KСl).Загрязнение буровых растворов с одновалентными солями обычно
называется "соль Загрязнении ". одновалентный соли диссоциировать в
воде к разрозненно заряженный катионы и анионы как, например, Na+, K+
и Сl -. хлорид натрия (NaCl) и калий хлориды (KCL) самые общие одновалентный соли который встречаются во время бурения. Соли встречаются в
бурении через купола соли, соль кровати, соль стрингеры(продольная балка), и формирования содержавшая соленая вода.
Двухвалентные катионы увеличивают СНС, динамическое напряжение сдвигу и фильтроотдача, уменьшают пластической вязкости смесей
бентонита. Величина замен зависит от: тип и концентрация двухвалентного катиона, тип глины в смеси и условие глины до дополнения двухвалентного катиона. Вообще, все двухвалентные катионы затрагивают свойства бентонита бурового раствора подобно. Кальций - самый обычный катион, с которым сталкиваются в течение бурения, ее эффекты на свойства
буровых растворов представляют самый большой интерес для нефтяных
инженеров.
ЭФФЕКТЫ АНИЗОТРОПИИ ПРИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
Семигласов Д.Ю.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Теория и задачи двухфазных фильтрационных течений в коллекторах углеводородного сырья позволяют определить основные технологические показатели добычи нефти и газа при вторичных методах разработки
месторождений. Однако развитые в настоящее время методы не учитывают возможную анизотропию фильтрационных свойств. В то же время, как
следует из практики разработки реальных месторождений углеводородного сырья, пласты коллекторы обладают анизотропными фильтрационными
свойствами. В частности, значительную анизотропию проявляют трещиноватые и трещиновато-пористые коллектора. Поэтому обобщение классических моделей на случай анизотропных сред является актуальным.
В докладе на примере капиллярной модели рассматривается построение «анизотропных» матриц(тензоров) для всех возможных типов анизотропных коллекторов. Анализ полученных тензоров показывается, что в
случае двухфазных фильтрационных течений в анизотропных средах с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств направления главных осей тензоров для каждой из фаз не совпадают между собой и
130
не совпадают с положением главных осей тензора абсолютной проницаемости, более того положение главных осей тензоров фазовых проницаемостей будет зависеть от насыщенности.
Обнаруженный эффект изменения фильтрационных свойств значительно влияет на процессы многофазной фильтрации в анизотропном пласте, поскольку для групп моноклинной и триклинной симметрии подобный
характер изменения фильтрационных свойств может приводить к образованию зон остаточных запасов нефти, даже в тех случаях, когда построение
тензоров фазовых проницаемостей производится на функциях относительных фазовых проницаемостей без присутствия в них остаточной нефти.
В докладе рассматривается численный пример построения тензоров
фазовых проницаемостей, анализа поворота их главных осей, а в завершении приводится пример расчета элемента анизотропного пласта, пористая
среда которого обладает триклинной симметрией фильтрационных
свойств. Учет анизотропии фильтрационных свойств в расчетном элементе
приводит к образованию зон остаточных запасов нефти и негативно влияет
на показатели разработки расчетного элемента.
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО БУРЕНИЮ
СКВАЖИН НА РАВНОВЕСИИ В СЛОЖНЫХ
ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Доценко Б.А., Оганов А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В сложных горно-геологических условиях, особенно обусловленных
узкими совместимыми интервалами бурения, применение традиционных
технологий не всегда обеспечивает безопасную и качественную проводку
скважин. Одной из наиболее прогрессивных технологий является бурение
на равновесии, которое предполагает поддержание забойного давления
равным пластовому давлению. Гибкое регулирование забойного давления
осуществляется путем создания противодавления на устье скважины с помощью установленного специального устьевого и дополнительного наземного оборудования.
К важным преимуществам данной технологии можно также отнести
контролируемое прохождение как зон с аномально-высоким пластовым
давлением (АВПД), так и зон с аномально-низким пластовым давлением
(АНПД).
Одна из перспективных технологий поддержания равновесного забойного давления, основывается на контроле притока пластового флюида
или поглощения промывочной жидкости. Современные устройства, устанавливаемые на поверхности по измерению объема жидкости поступившего в скважину и поглощенного пластом фиксируют изменение объема в
131
широком диапазоне, что позволяет почти мгновенно увеличить или снизить давление на забой. В итоге на диаграмме распределение давления при
бурении на равновесии представлено как кривая, колеблющаяся вблизи
пластового давления, как в сторону депрессии, так и в сторону репрессии.
Предложенные технико-технологические решения по контролю
«микропроявлений» и «микропоглощений» предопределяют высокую эффективность дальнейшего использования технологии для увеличения безопасности вскрытия продуктивных горизонтов и повышения качества буровых работ в сложных горно-геологических условиях.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
СУХИХ АСФАЛЬТЕНОВ
Евдокимов И.Н., Лосев А.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Отложения смол, асфальтенов и парафинов в пласте, скважинном
оборудовании, наземной обвязке скважин и промысловых трубопроводах
являются серьезной проблемой для нефтедобывающих предприятий. Ежегодно в отечественной и зарубежной литературе публикуются сотни статей
и монографий по исследованиям условий образования отложений, а также
свойств их растворов в органических растворителях. Однако данные по исследованиям самих отложений в сухом виде отсутствуют. В частности,
фактически не изучены электрофизические свойства отложений асфальтенов.
Несмотря на отсутствие данных по электрофизическим свойствам
сухих асфальтенов, большое развитие в промышленности получили методы предотвращения отложений, основанные на воздействии электрических
и магнитных полей. Очевидно, что такие методики имеют эмпирическое
происхождение и до сих пор не обоснованы научно. Кроме того, отсутствие сведений об электрофизических свойствах асфальтенов приводит к
большим ошибкам в расчетах электрокапиллярного эффекта.
В данной работе экспериментально исследованы сухие порошки и
сплошные пленки асфальтенов. Проведены измерения емкости С, тангенса
угла диэлектрических потерь tgδ, электрического сопротивления R и вольтамперных характеристик (ВАХ). Измерения проводили на ячейке, представляющей собой две круглые обкладки плоского конденсатора, помещенные в термостатируемый кожух. Зависимости С, tgδ и R от температуры изучали на частотах 120 Гц и 1 кГц на LCR-метре Актаком АМ-3002.
Измерения ВАХ и R на постоянном токе проводили с использованием
мультиметра Актаком АВМ-4307. Диапазон напряжений при изучении
ВАХ составлял 0-100 В.
132
Получены температурные зависимости С, tgδ, R, относительной диэлектрической проницаемости и полных диэлектрических потерь сухих
порошков и сплошных пленок асфальтенов. Обнаружен гистерезис ВАХ
порошков асфальтенов, интерпретируемый как возникновение остаточной
поляризованности в образцах после приложения разности потенциалов.
Проведены измерения показателя преломления и спектров оптического
пропускания пленок асфальтенов.
ВЛИЯНИЕ АДСОРБИРОВАННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКУЮ АКТИВНОСТЬ
ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Савочкина К. А.
(РГУ нефти и газа имениИ.М.Губкина, ИПНГ РАН)
Глинистые минералы широко распространены в углеводородсодержащих коллекторах.
Располагаясь на поверхностях зерен породы в поровом пространстве
в виде пленок, отдельных пластинок, мостиков через поровое пространство, они имеют большую удельную поверхность и высокую адсорбционную активность. Способность адсорбировать на поверхности углеводороды (УВ) приводит к образованию адсорбционно-связанной нефти.
На образцах керна, отобранных на месторождении Новый Уренгой,
исследовались вид и содержание глинистых минералов-алюмосиликатов, а
также их способность адсорбировать индивидуальные УВ различного
строения и продукты переработки нефти. Адсорбционно-связанная нефть
способствует образованию пленочной нефти, меняет смачиваемость поверхности пор с гидрофильной на гидрофобную, что, в конечном счете,
влияет на нефтеотдачу.
Установлено, что: 1. В состав образцов входят монтмориллонит,
гидрослюда, хлорит и смешаннослойные хлорит-гидрослюдистые образования, что было подтверждено данными рентгеноструктурного и термического анализов. Содержание глинистой фракции изменялось от 0,8 % до
1,5%. Удельная поверхность составила 0,16-0,59 м2/г. Обменные катионы натрий и кальций; 2.Адсорбционно-связанная нефть, образованная различными углеводородами в поровом пространстве исследованных образцов,
составляет, в среднем (% от объема пор): циклогексаном- 0,7; гексаном 0,8, изо-октаном -0,8; гептаном- 0,9; деканом -1,9; конденсатом- 6,7, керосином- 15,6; дизельным топливом -19,2; 3. Адсорбция УВ зависит от содержания в породе частиц меньше 1 микрометра - чем больше этих частиц
в породе (чем больше содержание глинистых минералов – алюмосиликатов), тем больше адсорбция; 4. Адсорбция зависит от вида глинистого минерала-алюмосиликата в породе. Наибольшей адсорбционной активностью
133
по отношению к углеводородам обладают смешаннослойные хлоритгидрослюдистые и хлорит-монт-мориллонитовые образования; 5. Адсорбционно-связанные углеводороды снижают физико-химическую активность
коллекторов, содержащих глинистые минералы-алюмосиликаты.
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОПТИМИЗАЦИИ
ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ
АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ С ТЕНЗОРНОЙ ПРИРОДОЙ ФЕС
Попов Д.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Установлено, что на сегодняшний день в России не существует адекватных комплексных технологий учета тензорной природы проницаемости
пластов, т.е. при составлении проектно-технической документации по разработке месторождений углеводородов не уделяется этому вопросу должного внимания. Наличие пространственной фильтрационной неоднородности коллекторов выражается в существовании закономерных направлений,
благоприятных для внутри- и межпластовых перетоков флюидов и обусловлено особенностями осадконакопления и иными факторами. Из анализа следует, что все реальные пласты, независимо от их генезиса и состава
пород, проявляют анизотропию ФЕС, при этом характер анизотропии не
всегда одинаков. Наиболее общеизученным является случай, когда не равны проницаемости по вертикали (Kz) и по горизонтали (Kx и Ky). Однако
косвеным методом была выявлена разница проницаемостей Kx и Ky в плоскости напластования.
На основании вышеизложенного автор выступает с предложением о
создании комплексного подхода к полному изучению и учету тензорной
природы проницаемости анизотропных пород-коллекторов на всех стадиях
разработки месторождений углеводородов.
Технология даст возможность отразить особенности структурного
строения, залегания и напряженного состояния исследуемого массива горных пород, определить критические направления абсолютной и фазовой
проницаемостей коллектора.
Комплексирование данных анализа керновой, геофизической и гидродинамической информации в рамках технологии позволит (в зависимости от выявленного типа анизотропии и установления главных осей проницаемости): увеличить степень адекватности геологической и гидродинамической моделей залежи, максимизировать безводный период добычи углеводородов, оптимизировать площадь охвата залежи воздействием и повысить коэффициент вытеснения углеводородного сырья на 10 – 20%,
определить оптимальное направление проводки стволов горизонтальных и
наклонных скважин и установить правильный интервал перфорации в до134
бывающих и нагнетательных скважинах, уменьшить риски при проектировании разработки месторождений за счет снижения неопределенности прогнозов, обусловленных тензорной природой ФЕС.
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА В
СЛОИСТЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ
Черемисова А.М., Кравченко М.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
На современном этапе методы интенсификации притока флюида к
скважине можно подразделить на две технические группы, использующие
различные механизмы повышения притока. Одна методика связана с использованием горизонтальных скважин и позволяет, с одной стороны, повысить дебит скважин, а с другой стороны, избежать проблем, связанных с
повышением градиента давления в прискваженной зоне и подтягиванием
конуса воды. Другая технология базируется на изменении структуры самого пласта, а именно его проницаемости, путем проведения гидроразрыва
пласта. При всей кажущейся разнице этих методов, их объединяет то, что
искусственно образовавшиеся трещины фактически играют роль протяженной вглубь зоны сверхвысокой проницаемости, которая изначально в
классической теории моделируется как зона бесконечной проводимости, то
есть в некоторой степени это аналог горизонтального ствола.
Работа посвящена расчету продуктивности пласта после интенсификации притока к скважине с использованием альтернативных технологий
бурения горизонтальных скважин и метода гидравлического разрыва пласта. На основе расчетов в работе рассматривается сравнение продуктивности вертикальных скважин, вертикальных скважин с трещиной ГРП, горизонтальных скважин с ГРП и горизонтальных скважин без трещин.
В работе получены численные решения описанных задач интенсификации притока на основе математической модели совместного течения
флюида в пласте и скважине. В работе дан обширный обзор рассмотренных инженерных задач и анализ эффективности применяемых технологий
не только с точки зрения технологической постановки задачи интенсификации притока, но и изучена проблема экономической целесообразности
применения той или иной технологии в различных случаях.
135
О ВОЗМОЖНОСТИ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ
РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПУТЕМ
ПЕРИОДИЧЕСКОГО ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Адзынова Ф.А., Бозиев С.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Рассмотрена возможность разработки газогидратного пласта методом теплового воздействия на пласт на примере Мессояхского месторождения. Показано, что при заданной постоянной тепловой мощности теплового источника температура в области его расположения может достичь
критических значений, способных привести к тепловой аварии. При этом
сам пласт будет прогреваться незначительно из-за сравнительно низкой
теплопроводности. В качестве возможного решения проблемы перегрева
источника при длительном прогревании пласта рассмотрена модель периодического теплового воздействия на пласт. При этом тепловая мощность
источника будет меняться периодически, и, в зависимости от периода,
можно выбрать режим разработки, обеспечивающий эффективный прогрев
пласта при сравнительно умеренной температуре источника.
В работе приводятся результаты решения уравнения теплопроводности с зависящей от времени правой частью. Показано, что при периодическом тепловом воздействии на пласт температура в области расположения
источника энергии существенно ниже температуры, получаемой при непрерывном воздействии, тогда как на больших расстояниях от источника
температуры отличаются несущественно.
С использованием кривой фазового равновесия газовых гидратов в
пористой среде, полученной в работе [1], проведена оценка объема газа,
образующегося при диссоциации газовых гидратов. Расчеты проводились с
помощью приложения PDE Toolbox системы MATLAB для решения дифференциальных уравнений в частных производных [2].
Литература:
1. Нестеров А.Н. Кинетика и механизм гидратообразования газов с
участием ПАВ. Диссертации на соискание ученой степени доктора химических наук. Тюмень, 2006 г.
2. Partial Differential Equation Toolbox. For use with MATLAB. The
MathWorks, Inc., 3 Apple Hill Drive, MA 01760-2098 USA, 2006.
136
СОВРЕМЁННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ И МЕТОДЫ
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
Васечкин А.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
При эксплуатации скважин одной из проблем, вызывающих осложнения в работе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО).
Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и
на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин
и эффективности работы насосных установок.
В процессе добычи температура и давление в восходящем потоке падают, выделяется газ, охлаждается поток, снижается растворяющая способность нефти, что приводит к выпадению парафиновых отложений. На
состав и интенсивность парафиновых отложений оказывают влияние такие
факторы как температура, давление и газовый фактор, дебит скважины,
свойства поверхности, на которой происходит отложение парафина, обводненность продукции скважины, компонентный состав нефти, время, в
течение которого происходит процесс парафинизации скважинного оборудования.
Удаление парафина из НКТ было и остается актуальной проблемой
при добыче нефти и газа. Для ее решения постоянно разрабатываются новые технические средства и технологии, совершенствуются методы борьбы и предупреждения АСПО. В борьбе с отложениями парафинов в настоящее время применяются разнообразные способы, такие как термообработка, использование присадок, ингибиторов, химических растворителей,
поверхностно-активных веществ (ПАВ), новые конструкции скребков,
воздействие ультразвуковых и магнитных полей. Кроме того, практикуется
покрытие поверхности контакта различными лакокрасочными материалами и применение пластмассовых труб.
В докладе представлено современное состояние методов борьбы и
предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, описаны последние технологии депарафинизации внутрискважинного нефтепромыслового оборудования, показаны преимущества и недостатки тех или иных
способов. В работе охарактеризованы особенности методов предупреждения и способов ликвидации асфальтосмолопарафиновых отложений с поверхности глубинного оборудования. В подготовленном материале излагаются намечаемые пути дальнейшего совершенствования механических,
тепловых, химических методов удаления и предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений.
137
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В
ТЕХНОГЕННО-ИЗМЕНЕННЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ
Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н.
(ИПНГ, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Одной из самых востребованных технологий добычи нефти в настоящее время является технология бурения горизонтальных скважин (ГС).
Однако влияние техногенных процессов поражения пласта, возникающих
при бурении ГС, и неоднородности геолого-физических свойств вдоль
ствола на ее продуктивность остается малоизученным. Во многих случаях
эффективность использования ГС оказывается существенно ниже потенциальной, что негативно влияет на экономические показатели разработки.
В первую очередь стоит отметить, что вследствие значительной протяженности ГС природные геолого-физические характеристики пласта могут
существенно меняться вдоль ствола, формируя сложный профиль притока
флюида. В практике моделирования разработки месторождений геологофизические свойства ячеек модели, пересекаемых скважиной, определяются геостатическими методами, которые ввиду их статистической природы
и крупномасштабности ячеек гидродинамической модели не воспроизводят реальную неоднородность фильтрационных свойств вдоль ствола ГС.
Поэтому для корректного определения профиля притока флюида к ГС
необходимо при расчетах использовать данные геофизических исследований в стволе скважины во время бурения.
Одной из основных причин ухудшения фильтрационных свойств и
низкой продуктивности ГС является неравномерное по длине ствола засорение коллектора твердыми частицами (кольматация), которые проникают
в поровое пространство вместе с буровым раствором, препятствуя фильтрации целевого флюида. В результате, вокруг ствола ГС образуется сложнопостроенная околоскважинная зона (ОЗ), геометрия и свойства которой
определяются как технологическими особенностями бурения горизонтальных скважин, так и физическими процессами, происходящими при ее формировании. Поэтому задача прогнозирования продуктивности ГС и определения профиля притока флюида с учетом особенностей ОЗ является,
безусловно, актуальной. В связи с этим в настоящей работе построена модель фильтрации флюида к ГС с техногенно измененной ОЗ, с помощью
которой получены зависимости поинтервальной продуктивности горизонтальной скважины и поинтервального «скин-фактора» от основных параметров ОЗ. Показано, что размер зоны загрязнения, продуктивность и
«скин-фактор» существенно меняются вдоль ствола скважины.
138
ПОДБОР СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ
НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВЯХ
Мохов М.А., Цуневский А.Я.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В последние годы отмечается постоянный рост доли УЭЦН в эксплуатационном фонде добывающих нефтяных компаний. Вместе с этим
наблюдается увеличение добычи нефти из обводненных скважин вследствие повсеместного применения заводнения и истощения большинства
крупных месторождений. В эксплуатацию вводятся месторождения с повышенной вязкостью нефти. Стабильная работа УЭЦН осложняется в виду
поступления свободного газа в насос, повышения вязкости продукции
нефтяных скважин. Правильный подбор эффективного оборудования для
работы в таких условиях является особенно актуальной задачей.
Таким образом, определяются серьезные осложняющие факторы при
работе системы в интервале прием погружного оборудования – устье
скважины, т.к. рассчитанное для определенных эксплуатационных характеристик оборудование оказывается совсем в другой агрессивной среде,
что непременно приведет к сокращению МРП либо к отказу оборудования.
Проанализированы существующие методики подбора УЭЦН к скважине. Рассмотрен вопрос распределения температуры в скважине при работе УЭЦН. Дополнительное внимание было уделено определению влияния работы установки электроцентробежного насоса на движение газожидкостной смеси в скважине, на приеме и выкиде из насоса.
Теоретические исследования по расчету температуры в скважине показали несовершенство существующих методик по расчету температур в
виду их существенной погрешности. Необходимость в более точном определении характеристик среды при работе скважины очевидна, поскольку
это обеспечит более точный контроль и мониторинг работы газожидкостного подъемника в добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН.
Современная методика подбора скважинного оборудования должна обеспечить стабильный и прогнозируемый режим работы всей установки в
сложных условиях эксплуатации и, соответственно, продлить срок службы
оборудования.
139
ВЛИЯНИЕ НАРУШЕНИЯ ЛИНЕЙНОГО ЗАКОНА
ФИЛЬТРАЦИИ НА ПРИТОК ГАЗОЖИДКОСТНЫХ
СМЕСЕЙ В СКВАЖИНУ
Карнаухов М.Л., Хмара О.А.
(ТюмГНГУ)
В настоящее время при проектировании и мониторинге разработки
газовых и газоконденсатных месторождений рассматривается течение
флюида в пласте в предположении, что оно повсеместно происходит в
условиях нарушения закона фильтрации Дарси и, как правило, для расчета
притока используется квадратичная зависимость - «квадрат депрессии –
дебит»:
∆Р2 = AQ + BQ2 ,
где ∆Р2 = Рпл2 – Рс2 , ∆Р – депрессия, Рпл - пластовое давление, Рс давление в скважине, Q – дебит скважины.
В тоже время многочисленные промысловые примеры исследования
скважин с отработкой на режимах (на Ямбургском, Уренгойском и других
месторождениях ЯНАО) показывают, что индикаторные кривые (ИК), построенные по данным замеров, далеко не всегда принимают форму прямых
линий как на графиках ∆Р2 = f(Q), так и на графиках ∆Р2 /Q = f(Q).
Расчеты показывают, что нарушение закона фильтрации происходит
не всегда, а если и нарушается закон, то это нарушение происходит только
в близлежащей зоне пласта к скважине (в пределах 1,5 ÷ 15 м).
Наши расчеты также показывают, что часто искривление ИК происходит не в связи с нарушением закона фильтрации, а с тем, что не учитывается существенное влияние изменения ряда параметров, от давления и
температуры в пласте и скважине: таких как коэффициент сверхсжимаемости – Z = Z(P,T), вязкость - μ(P,Т), объемный коэффициент - Вг(Р,Т) и
плотность ρ = Р(Р,Т).
Введение в расчет функций Лейбензона не существенно корректирует результаты замеров, так как при этом требуются соответствующие процедуры усреднения указанных параметров.
Особенно своеобразно влияние всех указанных факторов на поведение ИК, а также при замерах кривых восстановления давления (КВД) в
скважинах с гидроразрывом пласта и в горизонтальных скважинах.
В данной работе рассмотрены все указанные случаи и даны расчетные зависимости при применении индикаторных исследований и исследований методом КВД.
140
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ОБ ОЦЕНКЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ МЕТОДА ИМПУЛЬСНОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПУТЕМ ИНИЦИАЦИИ
ИМПУЛЬСА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ НА КОНЦАХ ТРЕЩИН ГРП
Кравченко М.Н., Башаров А.Р.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Как известно одни из методов интенсификации добычи нефти является методика создания в пласте искусственной трещины высокой проводимости. Однако, значительное повышение продуктивности скважины
после проведения ГРП имеет ограниченный временной промежуток и довольно часто сопровождается осложнениями связанными с загрязнением
прискваженной зоны, прорывом воды и т.д. Поэтому активно разрабатываются технологии вторичного воздействия на пласт, и при этом это воздействие не ограничивается созданием вторичных трещин гидроразрыва.
В последнее время активно развиваются методики термовоздействия на
призабойную зону и область трещины, включая обработку пласта химреагентами и инициирования в пласте активных химичеких реакций. В результатом реакции горения в плате возникают волны высокого давления,
которые распространяются как по пласту, так и по трещине в направлении забоя скважины. Одним из необходимых элементов создания методики внутрипластового горения в трещине ГРП является гидродинамический расчет поля давления с точки зрения оценки воздействия повышенных давлений на забойную область скважины. Также необходима
оценка технологической эффективности ударно-волновового воздействия
с целью создания в пласте вокруг трещины ГРП области повышенной
проводимости. С этой целью были проведены расчеты уровня давлений в
пласте и на забое скважины. На основе полученных результатов возможно
спрогнозировать оптимальные технические параметры испытания данной
технологии без ущерба скважинному оборудованию.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ
ГЛУБИННОНАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Рожкин М.Е.
(УГТУ)
При реализации тепловых методов повышения нефтеотдачи на залежах высоковязких нефтей, возникают проблемы определения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования. Вязкость нефти
является переменной величиной и может сильно влиять на эффективность
работы насосов. Поступление воды из нагнетательных скважин в добыва141
ющие создает благоприятные условия для возникновения устойчивых
эмульсий, имеющих вязкость, многократно превышающую вязкость пластовой нефти. Колонна штанг при работе в эмульсионной среде подвергается нагрузкам, превышающим те, на которые колонна была рассчитана.
Все это является теми факторами, которые ухудшают работу насоса, снижают производительность и коэффициент подачи.
В настоящее время для повышения конечной нефтеотдачи пласта на
пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения применяются площадная закачка пара и пароциклические обработки (ПЦО) скважин. Особый интерес, с точки зрения работы насосного оборудования вызывают
скважины после проведения ПЦО, так как эксплуатация скважины одним
типом оборудования не предоставляется возможным из-за того, что температура является меняющимся параметром.
Расчет температуры, при которой начнет происходить зависание колонны штанг нужно для того, чтобы производить смену оборудования в
намеченные сроки. Представленная работа направлена на обеспечение работы скважинного штангового насоса без зависания колонны штанг путем прогнозирования критического уровня снижения эффективности применения
насоса на основе применения искусственных нейронных сетей.
На сегодняшний день подобные системы все интенсивнее начинают
внедряться в нефтепромысловую практику. Такие исследования позволят оптимизировать работу не только добывающих скважин, но и нагнетательных.
Применение технологий исследования работы скважинных штанговых насосов на основе искусственных нейронных сетей в синтезе с вероятностностатистическими методиками обработки динамики параметров добываемой
высоковязкой нефти являет собой синергетическое видение процессов, протекающих в сложноорганизованной системе пласт-скважина. Таким образом,
разработка синергетических методов является перспективной основой для
создания мощных инструментариев прогнозирования и диагностирования
работы всего месторождения искусственными нейронными сетями.
ПРИМЕНЕНИЕ ГЕЛЬ-ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА СКВАЖИН
Грязнов И.В.
(ООО ТД «Буровые материалы»)
Нефтегазовая отрасль по уровню отрицательного воздействия на
окружающую среду занимает одно из первых мест среди всех отраслей
народного хозяйства и оказывает серьезное воздействие на экологическую
обстановку во многих регионах России. Строительство нефтяных и газовых скважин связано с потреблением больших объемов воды для технологических и хозяйственно-бытовых нужд с одновременным сбросом почти
142
таких объемов загрязненных химическими реагентами и механическими
примесями сточных вод и отработанных буровых растворов в шламовые
амбары на территории буровой. С целью сокращения объемов образования
отходов бурения и повышения эффективности их утилизации в природоохранных зонах, предложены технологии подготовки буровых технологических жидкостей (БТЖ) перед закачкой в глубокозалегающие поглощающие пласты скважин и капсулирования (отверждения) в техногенный
грунт, используемый для отсыпки кустовых скважин и оснований.
Для отверждения отработанных буровых растворов предлагается использовать гелеобразующие составы, получаемые в результате кислотного
разложения щелочного алюмосиликата – нефелинового концентрата (НК).
В качестве объектов исследования выбраны гелеобразующие составы, получаемые в результате :
- взаимодействия водных растворов силиката натрия с кислыми добавками (силикатные гидрогели);
- обменных реакций в растворах минеральных солей (солегели);
- сшивки макромолекул полимеров в водной среде;
- кислотного разложения природного алюмосиликата (нефелина).
Использование гель-технологии способствует существенному повышению эффективности геологоразведочных работ, надежности скважины
как эксплуатационного объекта на месторождениях и подземных хранилищ газа, снижению экологической нагрузки на окружающую среду.
МЕТОДИКА РАСЧЕТА УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ ПОМОЩИ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОВРЕМЕННОГО
КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Плосков А.А., Шулятиков И.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Вопросам изучения рабочего процесса удаления жидкости с забоя
нефтяных и газовых скважин с использованием плунжерного лифта посвящено большое количество научных работ начиная с 30 годов 20 века.
Авторы приводят различные по уровню математические модели, подходы
и методики, имеющие различную степень приближения к действительному
рабочему процессу. Однако, в основном, известные методики не ориентированы на высокие рабочие дебиты газа и малые количества жидкости, они
не позволяют качественно моделировать работу всего комплекса оборудования, участвующего в процессе подъема жидкости, при форсированных
режимах работы плунжерного лифта (с двухкорпусным плунжером), когда
плунжер работает в режиме саморегулирования в газовой скважине.
143
Для математического моделирования процесса трехмерного течения
жидкости через рабочие зазоры вдоль корпуса плунжера, по стволу скважины, призабойной зоне продуктивного и водосодержащего пласта, применялась математическая модель, основанная на гипотезе сплошной среды, состоящая из уравнения неразрывности, уравнений движения жидкости в трех координатном пространстве и уравнения энергии.
Современные методы автоматизированного компьютерного проектирования при применении специализированного программного обеспечения, например Flow – 3d (Flow Science, Inc. США), visual Nastran 4D (MSC
Software) и другие позволяют выявлять качественно новые возможности
для улучшения рабочих характеристик, как серийно выпускаемых плунжеров, так и вновь разрабатываемых. На форсированных режимах работы
оборудования детали и узлы подвергаются деформации, истиранию, упругой деформации, не учет которых снижает точность известных методик
расчета.
Критерием учета фактора комплексного механического износа принято превышение допуска на изготовление характерного размера – наружного диаметра трубчатого корпуса плунжера и нормированных отклонений
внутренних диаметров труб лифтовой колонны при постоянных фильтрационных и энергетических свойствах продуктивного пласта.
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ЦИКЛИЧЕСКОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ
Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И., Симаков Я.О.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Основным назначением разработанных алгоритмов является построение динамики (изменения во времени) значений дебитов и депрессий на
этапе отбора газа из ПХГ (приемистости скважин и репрессий на этапе
нагнетания газа в ПХГ), обеспечивающей необходимые суммарные отборы
газа (суммарные объемы нагнетания) при минимальной обводненности
скважинной продукции (максимальном удалении ГВК от забоев скважин).
Имея в своем распоряжении такие алгоритмы или подобные им, и «разыгрывая» с их помощью различные сценарии поведения пласта и «окружающей среды» (например, увеличение или уменьшение спроса на газ), можно
заранее выработать наиболее адекватные реакции, соответствующие
наименьшему ущербу от неблагоприятных воздействий.
Предлагаемые алгоритмы формирования оптимальной динамики отбора и нагнетания газа разделяются на две группы:
- алгоритмы, основанные на упрощенных (агрегированных) моделях
процессов эксплуатации ПХГ;
144
- алгоритмы, использующие подробные гидродинамические модели
процессов фильтрации газа в пористой среде.
По сравнению с алгоритмами второй группы, алгоритмы первой
группы, обладают меньшей точностью, но большим быстродействием. Поэтому их целесообразно использовать в качестве средств подготовки
начальных допустимых решений по оптимизации и управлению технологическими процессами эксплуатации ПХГ. Эти решения могут быть уточнены с помощью алгоритмов второй группы. Причем работа алгоритмов
этой группы ускоряется именно за счет подготовки первоначальных решений алгоритмами первой группы.
Алгоритмы реализованы в виде отдельных программ или используют
готовые программные продукты (математические пакеты «Maple»,
«Matlab», гидродинамический симулятор «Eclipse»). Расчеты, проведенные
с помощью этих программ на примере эксплуатации гипотетических ПХГ,
позволяют утверждать о работоспособности алгоритмов. Для оценки их
эффективности при практическом использовании необходим больший объем тестовых расчетов на примере оптимизации и управления процессами
эксплуатации реальных объектов подземного хранения газа.
ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ АКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ЗАЛЕЖИ ТРИЗ НА ОСНОВЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ПОВЕДЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ПОРИСТЫХ
СРЕДАХ
Булейко В.М., Николаев В.А.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Выполнен анализ физических условий, предопределяющих фазовое
поведение, термодинамические и реологические свойства углеводородов,
составляющих трудноизвлекаемые запасы - ТРИЗ (ретроградного конденсата, углеводородов, приуроченных к слабо дренируемым зонам пласта,
нефти тонких, как правило, нефтяных оторочек, рассеянных жидких углеводородов, сорбированных углеводородов и т.д.). Рассмотрены возможные
методы активного воздействия на пластовую фильтрационную систему
(флюидальную и коллекторную компоненты) для различных категорий
трудноизвлекаемых запасов. Показана особая роль коллекторной компоненты, предопределяющей интенсивность сорбционно-десорбционных процессов при формировании мобильной флюидальной компоненты.
В докладе представлены результаты экспериментальных исследований фазового поведения флюидальной компоненты пластовой фильтрационной системы в условиях пористой среды. Показана трансформация фазового поведения углеводородных смесей в сухих и водонасыщенных пористых средах относительно их фазового поведения в свободном объёме.
145
Экспериментально установлено, что трансформация фазового поведения
углеводородных смесей в пористых средах обусловлена процессами сорбции – десорбции компонентов. Полученные прецизионные данные существенно расширяют возможности моделирования и понимания процессов
фазового поведения и фильтрации флюидов в природных коллекторах.
Выпадение жидкой фазы вследствие ретроградных явлений – основная проблема разработки газоконденсатных залежей. Одним из способов,
обеспечивающих максимальное извлечение конденсата при давлениях ниже
давления максимальной конденсации, является нагнетание низкомолекулярного газа. Однако, как показали исследования авторов, процесс испарения жидких углеводородов (конденсата, нефти) сопряжён с рядом особенностей в силу его неравновесности. Прежде всего, этот процесс характеризуется большими временами установления равновесия. Поэтому при его
моделировании должны быть использованы методы неравновесной термодинамики, основанные на результатах экспериментальных исследований
факторов, влияющих на интенсивность процесса испарения ретроградного
конденсата. Только на основе разработанных с учётом этого моделей могут
быть получены рекомендации по комплексному воздействию на пласт как
на пластовую фильтрационную систему, реализация которых позволит существенно повысить эффективность извлечения остаточных запасов жидких углеводородов истощенных газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в процессе их доразработки.
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ФАЗОВЫЕ РАВНОВЕСИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ФРАКЦИЙ
Григорьев Б.А. Герасимов А.А.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», КГТУ)
Нефть, газовые конденсаты и их фракции представляют собой сложные, в основном, углеводородные смеси неопределенного, либо неизвестного
состава. Экспериментальное определение термодинамических свойств и
условий фазового равновесия для таких систем производится, как правило, в
узком диапазоне параметров для отдельных, важных в производственном отношении, представительных образцов. Поэтому в подавляющем большинстве
случаев при проведении технологических и проектных исследований используют различные расчетные методы. Для определения термодинамических
свойств (ТДС) в жидкой фазе при умеренных температурах (270 – 500 К)
разработаны достаточно надежные эмпирические и полуэмпирические методы расчета, построенные, как правило, на одножидкостной модели фракции
(см., например [1]). Для газовой фазы такие методы отсутствуют, и расчет
ТДС производят по единым для жидкой и газовой фазы уравнениям состояния (ЕУС), при этом достаточно широко используют различные формы ку146
бических уравнений. Фазовые равновесия рассчитывают либо по полуэмпирическим отраслевым методикам (см., например, [2]), либо также используют
ЕУС.
В докладе представлены результаты анализа методов идентификации и
моделирования состава сложных углеводородных смесей, содержащих также
и тяжелые углеводороды. Проанализировано влияние методов идентификации и моделирования состава на точность расчета ТДС и фазовых равновесий по кубическим УС (уравнения Соава – Редлиха – Квонга и Брусиловского), а также по обобщенному Ли и Кеслером уравнению состояния Бенедикта
– Вебба – Рубина.
Отдельную проблему, важную в техническом и технологическом отношениях, составляет критическое поведение газоконденсатных систем, в
которых имеется широкая ретроградная область. Расчет Фазового состояния
в критической области производят также, либо на основе экспериментальных
данных, либо по ЕУС. При этом применяют только кубические УС. В докладе представлен анализ методов расчета критических свойств ретроградных
систем и согласованность их с экспериментальными данными. Рассматривается возможность применения фундаментальных многоконстантных УС для
расчета ТДС и фазовых равновесий.
1. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов,
газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, Г.Ф. Богатов, А.А. Герасимов.- М.: Издательство МЭИ, 1999.- 372 с.
2. Гриценко А.И. Методическое руководство по расчету параметров
фазового поведения при взаимодействии обогащенного газа с выпавшем в
пласте конденсатом / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов и др.М.: ВНИИГаз, 1988.- 91 с.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
ИЗ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФИЗИЧЕСКОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С.
(ООО "Газпром ВНИИГАЗ")
Целью настоящей работы является определение влияния на процессы вытеснения нефти из пласта таких факторов, как проницаемость коллектора, остаточная водонасыщенность, а также очередность закачивания
вытесняющего агента.
Составные модели пласта формировались из кернового материала
конкретных месторождений таким образом, чтобы получить модели заданного диапазона проницаемости. Всего было изучено три группы моделей
пласта: модели с характерной абсолютной проницаемостью около 1·10 147
м2, модели с проницаемостью 10 - 20 · 10-15 м2 и 50 - 750 · 10-15 м2.
Начальные водонасыщенности Swo по группам создавались соответственно: 15,8% - для первой; 45 % - для второй и 12 - 20 % - для третьей группы.
Свободный поровый объем моделей заполнялся рекомбинированной пробой нефти в соответствии с ОСТ 39-195-86.
В качестве вытесняющего агента использовались газ сепарации и
слабоминерализованная вода. Исследования по вытеснению проводились
на высокоточной автоматической установке двухфазной фильтрации при
термобарических условиях соответствующего месторождения. При этом
размеры моделей и скорости фильтрации флюидов подбирались так, чтобы
максимально удовлетворялись критерии подобия.
Использовались как технология вытеснения нефти водой и последующее довытеснение нефти газом сепарации, так и чисто газовое воздействие.
В докладе предлагается к обсуждению вопрос достоверности прогнозирования коэффициента извлечения нефти на конкретном месторождении
по результатам лабораторного физического моделирования.
Сформулированы рекомендации по подбору и эффективному использованию вытесняющих агентов для увеличения коэффициента извлечения нефти.
15
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОСТАТИСТИКИ ПРИ
МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И
ГАЗА
Шеберстов Е.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Применение методов геостатистики при создании геологических и
гидродинамических моделей активно практикуется последние два десятилетия. Внедрению новых методов способствуют успехи вычислительной
техники и средств измерения, позволяющие получать и обрабатывать
большие объемы геологической и геофизической информации. Разброс
мнений относительно реальных возможностей геостатистических методов
очень широк. В частности, рядом авторов применение геостатистики расценивается как прогрессивная технология, позволяющая повысить качество проектирования.
Результаты стохастического моделирования, представленные с помощью компьютерной графики, выглядят весьма эффектно и производят
впечатление близких к реальности. Вместе с тем, применение этой технологии приводит к удорожанию проектов за счет увеличения объема расчетов, привлечения (создания или покупки) новых компьютерных программ,
усложнения процедур подготовки данных и интерпретации результатов.
148
Вопросы обоснования допущений, принимаемых при создании геостатистических моделей, чаще всего обходятся молчанием. В связи со сказанным важно уточнить познавательные возможности стохастических моделей на фоне устойчивого прогресса компьютерных технологий.
В докладе обсуждаются физические и геологические предпосылки
геостатистических моделей, анализируется основное понятие – множество
равновероятных образов (equally probable reservoir images), используемое
при оценках неопределенности и решении обратных задач. Отмечается некоторая аналогия этого понятия с понятиями конструктивной теории
функций и теории информации.
Результаты применения геостатистики обсуждаются на конкретных примерах моделей, выполненных лабораторией физики пласта
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и описанных в литературе. Показано, что
детальный учет неоднородности может давать систематическую поправку к величине обводненности, рассчитанной на модели со сглаженными
свойствами.
Детально рассмотрен геостатистический подход к оценке КИН
тонкой нефтяной оторочки газоконденсатного месторождения, коллектор которого представлен высокопроницаемым песчаником, разделенным линзами глин.
ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ
АНИЗОТРОПНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Семенов А.А., Рахматуллин Р.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Как известно, реальные коллекторы месторождений углеводородного сырья являются анизотропными. Анизотропия фильтрационноемкостных свойств может иметь различную симметрию. Данное обстоятельство влияет на явный вид тензоров коэффициентов абсолютной, фазовой и относительных фазовых проницаемостей.
В работе даны теоретические основы комплексной методики лабораторного определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных
пористых сред для линейных и нелинейных законов фильтрации.
В результате проведенного комплекса лабораторных исследований
на реальном керновом материале, показано, что с помощью измерения
скоростей прохождения ультразвуковых волн в керне можно установить
факт наличия анизотропии фильтрационных свойств и определить направления главных осей тензора коэффициентов проницаемости.
Помимо того факта, что симметрии упругих и фильтрационных
свойств совпадают, был получен эффект «вращения» главных осей тензоров, что показывает различную интенсивность и скорость осадконакопле149
ния. Суть эффекта заключается в том, что по длине керна положение главных осей тензоров не остается неизменным, а отклоняется на некоторый
угол, что можно объяснить изменением направления отливно-приливных
течений древних морей и океанов.
Выписаны инвариантные формы записи нелинейных законов теории
фильтрации и показано, что нелинейные определяющие уравнения теории
фильтрации могут проявлять асимметрию фильтрационных свойств и, при
переходе от линейных уравнений к нелинейным, возможно изменение
группы симметрии фильтрационных свойств.
На искусственном керне экспериментально определена направленность эффекта асимметрии фильтрационных свойств в нелинейных законах фильтрации (проницаемость в конической поре при нелинейной фильтрации больше при течении от основания конуса к вершине, чем при течении в обратном направлении).
Литература
1. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А. Комплексные лабораторные исследования керна для определения фильтрационно-емкостных
свойств анизотропных пористых сред // Интеграл. 2008, № 8, с.26-27
НРАВСТВЕННЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА
Закиров С.Н.
(ИПНГ РАН)
Трудно представить что было бы со страной в годы катастройки, если бы ни наши ресурсы нефти и газа. Наши нефтегазовые Недра были, есть
и будут кормильцами Россиян ещё немало лет.
Мягко говоря, не всё благополучно с отечественным нефтегазовым
недропользованием и Недрами.
 Низок (около 32%) и уменьшается во времени средний по стране коэффициент нефтеизвлечения, мал коэффициент конденсатоотдачи.
 Слабо внедряются инновации, практически отсутствуют на месторождениях опытные участки для их апробации.
 Отраслевая наука вымерла, вузовская и академическая наука нуждается в большем внимании со стороны государства и нефтегазовых компаний.
 В стране огромен фонд бездействующих скважин. Низок уровень
ликвидационных работ. И т.д.
В конечном счете, это всё следствие человеческой деятельности. А
конкретнее – вчерашних выпускников нефтегазовых ВУЗов. Устранить эти
150
и другие недостатки призваны сегодняшние и завтрашние выпускники, в
частности, Университета им И.М. Губкина.
Страна сегодня не только сырьевой придаток Запада. Большинство
инноваций она экспортирует с Запада, способствуя развитию их научнотехнического прогресса.
В докладе предлагается, отсутствующий ныне, критерий рациональности разработки месторождений нефти и газа. Он – основа экспертиз проектных решений и нахождения путей рационального недропользования.
Предлагаются объективные критерии оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа, нашего к ним отношения.
Предлагается вариант Клятвы будущих разработчиков нефтегазовых
недр России. Близкий к клятве Гиппократа, Присяге солдат.
От степени нравственного уровня выпускников ВУЗов зависит будущее нашего Отечества, благосостояние наших детей и внуков. А может
возрождение нравственности в стране начнется с Университета имени
И.М. Губкина?
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Сухоносенко А.Л.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В представляемой работе гидродинамическое моделирование газогидратного месторождения проведено на примере Мессояхского месторождения, открытого в 1967 году. Несмотря на большой объем полученной
информации строение залежей и характер их насыщения до сих пор не совсем ясны. Выдвигались различные модели строения этого месторождения. Принципиальным поворотным моментом стало открытие, зарегистрированное в 1971 году. Суть его заключается в утверждении возможности
существования газогидратных залежей в природных условиях.
Наличие гидратной шапки делает весьма перспективной разработку
этого месторождения. Однако при этом возникает необходимость оценить
потенциальные возможности этого месторождения. Основным инструментом решения этой задачи является математическое моделирование, результаты которого дадут возможность решить поставленную задачу и оценить
перспективы дальнейшей эксплуатации месторождения.
При построении математической модели используются два различных и независимых подхода, которые дополняют и контролируют друг
друга. Первый из них состоит в том, что решается прямая задача – интегрирование уравнений подземной гидрогазодинамики. На её основе решается обратная задача по определению параметров месторождения и количества разложившихся гидратов.
151
Второй, нульмерный вариант модели основан на предположении, что
отсутствуют горизонтальные перетоки воды и газа внутри месторождения,
а также подпитка его законтурным притоком газа вне месторождения.
Сравнение результатов позволяет оценить роль различных факторов
в формировании и эволюции месторождения, и в конечном итоге решить
поставленную задачу.
ВЫБОР ЭФФЕКТИВНЫХ РЕАГЕНТОВ
ДЛЯ СИНТЕЗА ОРГАНОГЛИНЫ – СТРУКТУРООБРАЗОВАТЕЛЯ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Смирнова Т.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из основных компонентов бурового раствора на углеводородной основе (РУО) является органоглина (ОГ), которая образуется в результате модифицирования глинистых материалов четвертичными солями аммония (ЧАС). В составе РУО органоглина выполняет функции структурообразователя, регулятора реологических свойств и бронирующего эмульгатора.
Как показывает практика, для целей синтеза органоглин наиболее
применимы щелочные (натриевые) бентониты, главным образом состоящие из природного глинистого материала - монтмориллонита. По сравнению с ними щелочноземельные (кальциевые) бентониты сильнее связывают воду и плохо диспергируются в дисперсионной среде бурового раствора. Их использование для приготовления РУО с эффективной вязкостью
сопровождается существенно большим расходом, чем натриевых.
В качестве органических модификаторов бентонитов используются
четвертичные аммониевые соли типа диоктадецилдиметиламмонийхлорида или диоктадецилметилбензиламмонийхлорида. Структура и размер молекул этих веществ соответствуют размерам межпакетных слоёв решётки
глинистого минерала, что способствует проникновению и закреплению их
в материале последнего. Экспериментально показано, что сорбируемость
ЧАС становится максимальной при длине углеводородной цепи - С12-С16.
Несмотря на то, что уже проведен ряд исследовательских синтезов
ОГ с использованием различных ЧАС, вопрос выбора типа ЧАС, а также
процентного соотношения в системе глина – ЧАС для каждого конкретного глинистого сырья требует более полного рассмотрения. Кроме того,
остаётся не выясненным вопрос влияния изопропанола, содержащегося в
ЧАС в качестве растворителя, на диспергируемость органоглины (одно из
свойств ОГ, определяющех её качество).
Немаловажной задачей является также изучение влияния влажности
исходной глины на эффективность глино-органического комплекса. Мож152
но предположить, что, с одной стороны, вода увеличит подвижность ионов
ЧАС на поверхности глинистого материала, с другой стороны, она будет
выполнять роль полярного активатора, повышающего диспергирующее и
гелеобразующее свойства ОГ. И, действительно, результаты проведенных
исследований по изучению влияния полярных добавок (вода, ацетон, ксилол, изопропанол, ПК) на качество органоглины показали, что её способность диспергироваться в дисперсионных углеводородных средах, в том
числе, деароматизированных, резко увеличивается.
УНИВЕРСАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НА ОСНОВЕ
ЭМУЛЬСИИ
Шишков В.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Один из путей повышения качества ремонтных работ в скважинах научно обоснованный выбор жидкости глушения, соответствующей фактической характеристике призабойной зоны скважины. Это особенно важно в
связи с тем, что жидкость глушения (ЖГ) может привести к снижению, сохранению или даже к восстановлению проницаемости продуктивного пласта. Поэтому к качеству ЖГ предъявляются особые требования.
Очевидно, что при правильном выборе значений плотности ЖГ и ее
термостойкости, все стандартные требования практически полностью выполняются при использовании ЖГ на неводной основе. Использование ЖГ на
неводной основе позволяет исключить большинство факторов, отрицательно
влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Однако
данное утверждение, далеко не всегда распространяется на используемые в
настоящее время для глушения скважин составы эмульсий.
С целью изучения процесса взаимодействия инвертных эмульсий с пластом-коллектором были проведены исследования с использованием искусственного и естественного кернового материала различной проницаемости и
глинистости. Исследования проведены на усовершенствованной установке по
исследованию проницаемости кернов в различных технологических режимах
(репрессия, температура). Критериями оценки эффективности ЖГ были коэффициент восстановления проницаемости, объем и качество прошедшего через
образец фильтрата.
Установлены закономерности по влиянию основных компонентов
эмульсионных растворов (эмульгаторы, гидрофобизаторы, структурообразователи, регуляторы фильтрации и тонкодисперсные наполнители) на
проницаемость кернового материала.
На основе полученных результатов разработана рецептура жидкости
глушения на эмульсионной основе (ЖГ-ЭРУО), позволяющая сохранять
естественные фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора. Ши153
рокий диапазон возможных плотностей (0,85-2,3 г/см3), высокая термостойкость (до 200°С), устойчивость к воздействию сероводорода и других
кислых газов подтверждают универсальность данной системы. Разработан
блокирующий эмульсионный тампон на углеводородной основе, обладающий всеми достоинствами ЖГ-ЭРУО с точки зрения сохранения естественной проницаемости пласта в условиях репрессии до 15,0 МПа.
Для повышения эффективности технологии приготовления ЖГЭРУО рекомендуется использовать специально разработанный блок «БПР20МЭ». Комплектность и конструктивное исполнение блока обеспечивают
его многофункциональность и ряд преимуществ при эксплуатации.
О ПОСТАНОВКЕ И ПЕРВЫХ РЕЗУЛЬТАТАХ
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ В РАМКАХ ПРОБЛЕМЫ
«ОЦЕНКА УСЛОВИЙ, КРИТЕРИЕВ И РЕЖИМОВ
ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ»
Быкадоров А.В.
(ОАО «РИТЭК»)
В настоящее время государство уделяет повышенное внимание вопросам рационального недропользования, при этом особенно остро стоит
проблема использования попутного нефтяного газа. Наиболее перспективная область его применения – это повышение нефтеотдачи пластов (ПНП).
Актуальность внедрения газовых методов ПНП возрастает из года в год.
Связано это с тем, что доля запасов нефти, приуроченных к недонасыщенным коллекторами, которые, как правило, характеризуются существенными ресурсами нефтяного газа, постоянно увеличивается.
В докладе кратко представлены предварительные результаты испытания газовых методов на нефтяных залежах Восточно-Перевального месторождения ОАО «РИТЭК», и описаны физические принципы водогазового воздействия (ВГВ) на пласт.
На основе результатов специально проведенных керновых исследований нижнемеловых и ачимовских отложений по изучению характера и
степени извлечения нефти углеводородным газом выполнено более 30 вычислительных экспериментов на трехмерных геолого-гидродинамических
моделях месторождений.
Анализ полученных данных позволил уточнить наиболее эффективные условия и режимы реализации технологии ВГВ. Получена сравнительная характеристика технологической эффективности процесса для различных схем, режимов и методов регулирования водогазового воздействия. Выполнена оценка допустимого времени на проведение ремонтно-
154
профилактических работ технологического оборудования по закачке агентов ВГВ.
В ходе анализа и обобщения результатов теоретических исследований и промысловых испытаний технологии установлено, что одним из основных условий успешного применения технологии является обеспечение
оптимальных величин компенсации отборов жидкости закачкой (текущей,
накопленной), идентичных величинам, которыми характеризуется традиционный метод – заводнение пластов.
УВЕЛИЧЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ
СКВАЖИНЫ
Чернов Р.В.
(ОАО «Татнефть»)
Поздняя стадия разработки характеризуется старением фонда и
необходимостью восстановления работоспособности конструктивных элементов скважин, повышенными требованиями к охране недр и необходимостью выполнения работ по восстановлению крепи скважин, repметизации колонн. Анализ приведенных результатов показывает, что при отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин конечная нефтеотдача
пластов очень сильно зависит от ограниченной долговечности скважин.
Только по этой причине при увеличении долговечности скважин с 20 до 70
лет, или в 3,5 раза нефтеотдача может увеличиться на 10-15 %, или в 1,32,3 раза. [3]
Суммарное воздействие внешней, внутренней коррозии и повышенных нагрузок на э/к и явилось причиной повышенного числа нарушений
э/к напротив тульского горизонта.
Был проанализирован ещё один важный участок э/к – участок между
башмаком НКТ и интервалом перфорации. Выяснилось, что 10% нарушений приходится на этот интервал.
Низ эксплуатационных НКТ обычно оборудуется перо-воронкой
также для проведения ГИС. Над воронкой устанавливается опрессовочное
седло для опрессовки колонны НКТ. При этом во время проведении ГИС
прибор поднимается с забоя наверх без затяжек и осложнений . Но при
этом закачиваемая вода при выходе из НКТ рассеивается с большой скоростью под углом 45-60º, создавая ударную нагрузку на эксплуатационную
колонну.
При наличии большой кривизны НКТ может «лечь» на стенку эксплуатационной колонны и ударная нагрузка потока воды на эксплуатационную колонну может быть очень большой.
Предлагается оборудовать низ НКТ центрирующим воронкообразным узлом, включающим воронку и цилиндрический корпус с опрессо155
вочным седлом. Наружная поверхность воронки выполнена цилиндрической с диаметром меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны
скважины на 3 - 10 мм, внутренняя поверхность воронки выполнена в виде
сопла с цилиндрическим окончанием.
При использовании этого устройство достигается постепенное равномерное рассеивание потока воды, что значительно снижает ударную
нагрузку на эксплуатационную колонну, сокращение количества нарушений эксплуатационных колонн из-за снижения нагрузки на эксплуатационные колонны.
РАСЧЕТНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ
ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА
Ковалев К.А.
(ТатНИПИнефть, ОАО «Татнефть»)
Одним из наиболее характерных параметров пластовой нефти является ее плотность. Плотность пластовой нефти является основным параметром расчетных выражений при исследовании, проектировании и разработке нефтяных месторождений.
На основе метода предложенного Стендигом и Катцем разработан
расчетный метод определения плотности газонасыщенных нефтей республики Татарстан.
Для расчета плотности нефтегазовой смеси необходимо знать для
всех компонентов их концентрацию, молекулярную массу и плотность в
растворенном состоянии.
Для повышения точности расчетного метода учитено влияние высоколетучих компонентов нефтегазовой смеси (азот, двуокись углерода, сероводород, метан, этан). Учет поправок на сжимаемость и термическое
расширение позволяет вести расчет плотности нефтегазовой смеси при
любых термобарических условиях.
Плотность тяжелого остатка С6+ для приближенных расчетов определяется в зависимости от молекулярной массы остатка С6+. Для уточнения
разработан расчетный метод определения на основе плотности разгазированной нефти (наиболее просто определяемая паспортная характеристика
нефти) и ее составе (который может быть определен расчетом фазовых
превращений). Полученная величина плотности ρ6+ для сепарированной
нефти, в виду незначительного различия в характеристиках остатка С6+ до
и после разгазирования, используется затем в расчетах плотности газонасыщенной нефти.
Для проверки и оценки точности полученного расчетного метода
определения плотности нефтегазовых смесей автором использованы результаты исследования 90 пластовых нефтей месторождений Татарстана.
156
Средняя квадратичная ошибка расчета плотности пластовых нефтей
оказалось равной 1,2 %. С вероятностью 0,9 результат расчета не выходит
за пределы доверительного интервала ±1,6 %.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА РАЗМЕРНОСТЕЙ ДЛЯ РЕШЕНИЯ
КЛАССА ЗАДАЧ О ПРИТОКЕ К ТРЕЩИНЕ ГРП
Кравченко М.Н., Пестриков А.B.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Для того чтобы описать результаты исследования в определенном
классе задач обычно используется представление решений в виде зависимостей от набора безразмерных комплексов, характеризующих исследуемые явления. Такой подход позволяет не только выявить характерные особенности процесса, но и дать качественное описание его развития в самом
широком классе рассматриваемых явлений, не осуществляя каждый раз
расчеты при изменении входных параметров конкретной инженерной задачи, которые при вариативном подходе к параметрам могут потребовать
больших временных и стоимостных ресурсов.
В данной работе с привлечением теории размерностей рассматривается класс прикладных задач, касающихся фильтрационных течений жидкостей и газов в пористых неоднородных средах, имеющих области повышенной проводимости. Прикладной аспект задачи очевиден - речь идет об
описании класса течений к трещине ГРП конечных размеров и конечной
проводимости с учетом кольматационных эффектов. При моделировании
подобных задач необходим комплексный подход - применительно к методу ГРП он должен включать учет всех параметров трещины (длины, ширины, проницаемости). В работе показано, что решение подобных задач относительно комплекса безразмерных параметров позволяет учесть вариативность задачи и получить решение для достаточно широкого класса задач в виде универсальных графических зависимостей.
Математически решение описанной задачи притока жидкости или
газа в пласте с трещиной ГРП и зоной кальмотации сводится к решению
системы уравнений стационарной двухмерной фильтрации в ограниченной
области, моделирующей зону дренирования скважины с трещиной гидроразрыва пласта в пласте, имеющем зону загрязнения в предположении либо несжимаемости флюида, либо с учетом сжимаемости и, соотвественно,
с использованием двучленного уравнения фильтрации. В итоге, задача
сводится к решению поставлееной краевой задачи и представлению результатов относительно трех безразмерных параметров: коэффициента
безразмерной проводимости трещины ГРП, коэффициента вскрытия пласта трещиной ГРП и коэффициента загрязнения.
157
ТЕКСТУРНАЯ СМАЧИВАЕМОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ОБЪЕКТОВ
Михайлов А.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
При разработке месторождений нефти и газа в единый эксплуатационный объект объединяются пласты с различными фильтрационно – емкостными свойствами. Объединение пластов в единый эксплуатационный
объект проводится по критериям близости фильтрационно-емкостных
свойств. В частности по характеристикам абсолютной проницаемости (по
газу). Однако для разработки важна проницаемость по целевому флюиду
(вода, нефть).
Проницаемость по этим флюидам отличается от абсолютной проницаемости и контролируется смачиваемостью пласта.
Проведенные исследования показали, что в единый эксплуатационный объект могут попасть пласты с различным характером смачиваемости.
Как правило смачиваемость пласта анализируется в соответствии с
микроструктурой, однако из анализа механизмов формирования смачиваемости следует, что этот параметр может быть приурочен и к более крупномасштабным - текстурным особенностям пласта: слоистости, трещиноватости, линзавидности и т.д. Текстурные элементы формируют текстурную смачиваемость, изменение смачиваемости отдельных текстурных
элементов требует специального учета при разработке месторождений.
Смачиваемость контролирует такие важные параметры двухфазной фильтрации, как относительные фазовые проницаемости, коэффициенты вытеснения, значения остаточных водо и нефтенасыщенностей. Не учет текстурной смачиваемости приводит к потерям извлекаемых запасов, досрочному обводнению скважин и низкой нефтеотдаче пластов. В докладе анализируются основные типы текстурной смачиваемости проводятся оценки их влияния на разработку нефтяных залежей. Проиллюстрированы эффекты влияния смачиваемости на капиллярный обмен между трещинами и
блоками, малопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами, предложены пути учета текстурной смачиваемости при моделировании разработки
месторождений.
158
ВЛИЯНИЕ КОНСТРУКТИВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРУЙНОГО
АППАРАТА НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ФАЗ В ЕГО ГОРЛОВИНЕ ПРИ
ОСВОЕНИИ СКВАЖИН И ДОБЫЧИ
Исаев В.И., Фёдоров В.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «Гипротрубопровод»)
На основе системы уравнений двухфазных течений исследовано изменение истинного газосодержания  для конструкции струнного аппарата, приведенного в работе [1,2]. На рисунке представлен вид функции 
(концентрация фаз) в горловине струйного насоса.
Рис.1. Зависимости для истинного газосодержания  от расходного 
при числе Фруда Fr2  144,6 и начального значения истинного газосодержания  o  0,90735 при входе в горловину струйного насоса. Различные точки
соответствуют различным значениям коэффициента аэрации а: 1 – 1,1; 2 –
1,25; 3 –1,6; 4 -1,85; 5 – 1,95; 6 – 2,4; 7 – 2,6; 8 – 2,9; 9 – 3,1 или массовым коэффициентам аэрации  : 1 – 1,197  10 3 ; 2 – 1,360  10 3 ; 3 – 1,741  10 3 ; 4 –
2,013  10 3 ; 5 – 2,122  10 3 ; 6 – 2,611  10 3 ; 7 – 2,829  10 3 ; 8 – 3,156  10 3 ; 9 –
3,373  10 3 .
Для получения в полном объёме зависимости истинного газосодержания  от объёмного  (при других числах Фруда Fr2 и начальных концентраций на входе в горловину  o ) в горловине, необходимы более полные эксперименты по определению распределения давлений в струйных
устройствах с разной геометрией сопла, горловины. Это позволит более
качественно проектировать струйные насосы и осуществлять контроль его
работы.
Литература
1. Каннингэм Р.Ж. Сжатие газа с помощью жидкоструйного насоса
//Тр. Американского общества инженеров–механиков. Сер. Д. Теоретические основы инженерных расчётов. – 1974. – №3. – с. 112–128.
159
2. Каннингэм Р.Ж., Допкин Р.И. Длина участка разрушения струи и
смешивающей горловины жидкоструйного насоса для перекачки газа.//Тр.
Американского общества инженеров–механиков. Сер. Д. Теоретические
основы инженерных расчётов. – 1974. – №3. – с. 128–141.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ АДРЕСНОЙ ПРОМЫВКИ
СКВАЖИН ПОСЛЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Филин В.В., Халиуллин А.А.
(Филиал ТюмГНГУ, г. Нефтеюганск)
Эффективность кислотных обработок призабойных зон пласта (ПЗП)
в значительной мере зависит от степени очистки этих зон от продуктов реакции. Для нефтяных месторождений, находящихся в заключительной стадии эксплуатации, целью промывок после кислотных обработок является
не только удаление продуктов реакции, но и загрязняющих пласт веществ.
Применение при этом струйных насосов существенно повышает эффективность кислотных обработок [1]. Время промывки скважин с целью
удаления из пласта продуктов реакции и загрязняющих веществ принимается очень приблизительно, исходя из объема закачанного кислотного раствора и дебита (приёмистости) скважины на момент начала её эксплуатации.
Предлагается гидродинамическая модель (рис. 1) и способ адресной
промывки скважин после кислотного воздействия с использованием
струйного насоса.
Рис. 1. Расчетная схема промывки скважины после кислотной обработки:
1, 2 – пакеры компоновки струйного насоса, соответственно
верхний и нижний; 3 – НКТ; 4 – щелевой фильтр
Дебит скважины, рекомендуемый для качественной очистки выбранного интервала пласта, вычисляется по формуле
Q
h  h1  h2    pк  pз 
2  k  h

.
R0
Rк h1  h2

h  ln  h  h1  h2   ln

Rс
R0
2
Литература:
160
(1)
1. Халиуллин А.А. Повышение эффективности солянокислотных обработок скважины с применением струйного насоса НС-118 // Проблемы геологии и освоения недр: Сборник научных Трудов XII Международного симпозиума студентов и молодых ученых. – Томск, 2008 – 944с. : ил.: С. 565-567
МИКРОИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ НА ДВИЖЕНИЕ ВОДЫ В СИСТЕМЕ
КАПИЛЛЯРОВ
Долгов Д.В., Симкин Э.М.,
(ОАО «ВНИИнефть» им. акад. А.П. Крылова)
Породы нефтяных пластов представляют собой неоднородную среду,
слагающуюся из хаотично взаимно расположенных бесконечных
кластеров, представленных параллельно и последовательно соединенными
капиллярами. Большой научный интерес представляет обоснование
физических механизмов происходящих в одиночном таком кластере, а
точнее в его проводящей связи (капилляре), влияние которых отражается в
целом на всю систему. Иногда достаточно рассмотреть и обосновать
механизмы, возникающие на микроуровне, чтобы иметь представление о
влиянии данного воздействия на керны породы и участки пласта.
Было установлено, что при пропускнии электрического тока через
нефтяные пласты в обводненных каппилярах могут возникать парогазовые
пузырьки, снижающие фильтрацию воды в пласте. Изменением зарядов
двойного электрического слоя (ДЭС) способствует востановлению новых
цепочек капилляров заполненных нефтью и нефтяного кластера в целом, и
разрушению водяных кластеров. Протекающий электрический ток через
каппиляры
может
способствовать
разрушению
и
дроблению
кольматирующих частиц, которые задерживаются и накапливаются в их
узких местах. При этом происходит прочистка капилляров от кольматанта
и увеличение скорости фильтрации жидкости в призабойной зоне к
скважине.
Проведенный
комплекс
исследований
подтвердил
эффективность воздействия на неоднородные среды электрическим током.
При воздействии на систему нефть-вода менялось их межфазное
натяжение. Экспериментально было установлено, что температурный
механизм не являлся единственным, оказывающим влияние на снижение
межфазного натяжения. Установлено, что вектор направленности
электрического тока также играл роль в изменении межфазного натяжения.
Более эффективным являлось воздействие неоднородным электрическим
током, приводящее к образованию устойчивых парогазовых пузырьков.
Управляя частотой и формой электрического тока, можно было достичь
образования устойчивой парогазовой области, закупоривающей
обводненные капилляры, которые отвечают за фильтрацию воды в пласте.
161
Была подтверждена эффективность влияния электрического тока на
декольматацию поровых каналов.
Спроектирован и собран передвижной инженерный комплекс (ПИК)
для проведения опытно-промышленных работ на нефтепромыслах. ПИК
позволяет воздействовать на пласты электрическими токами различной
формы и мощности с безопасными для работающего персонала
напряжениями.
ПЛУНЖЕРНЫЙ ЛИФТ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ С ЛИФТОВЫМИ КОЛОННАМИ 114
ММ. НЕОБХОДИМОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Захаров М.И., Шулятиков И.В. Мельников И.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром добыча Надым»)
На крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, расположенных в районах Крайнего Севера, в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров
(Ду=168 мм) для добычи газа из сеноманских залежей, начали применять
плунжерный лифт. Использование плунжерного лифта позволяет увеличить рабочие дебиты скважин и избежать продувки в атмосферу. На этих и
других месторождениях эксплуатируются скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб диаметром 114 мм. Их эксплуатация также
осложняется скоплением жидкости. В задачу нашего исследования входило обобщить отечественный и зарубежный опыт использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами больших диаметров. Был
изучен отечественный опыт использования плунжерного лифта для удаления жидкости из газовых скважин, оборудованных лифтовыми колоннами
Ду=60-73 мм и зарубежный в скважинах с лифтовыми колоннами Ду-102 и
114мм.
В основном за рубежом используются односекционные плунжеры
большого диаметра, состоящие из одного корпуса массой до 10-15 кг и
ограничители хода плунжера, которые устанавливают с использованием
канатной техники. Предполагается испытать в скважинах месторождения
Медвежье новые конструкции плунжеров и другое оборудование для удаления жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 114 мм.
Был учтен опыт использования плунжерного лифта в скважинах с
лифтовыми колоннами Ду=168мм и разработаны конструкции корпусов
плунжера из полиуретана с кольцевым ограничителем хода шара. Плунжеры этого типа будут изготавливаться из литьевого полиуретана марки
«100», устойчивого к воздействию углеводородов и воды и обладающего
повышенной устойчивостью к истиранию, что продлит срок их эксплуатации.
162
На первом этапе новые плунжеры будут испытаны на экспериментальных стендах. Далее эти плунжеры будут использованы на реальных
скважинах. Кроме плунжеров разработаны верхние и нижние ограничители хода, которые так же предполагается испытывать на месторождениях
Медвежье и Уренгойское.
После испытаний плунжерный лифт может найти применение для
удаления жидкости из скважин основных месторождений в ближайшие
3-5 лет.
ПРИМЕНЕНИЕ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА ПЕРИОДИЧЕСКОГО
ДЕЙСТВИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ
Мельников И.В., Шулятиков И.В.
(Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым»,ООО «Газпром
ВНИИГАЗ»)
Плунжерный лифт периодического действия для газовых скважин на
месторождении Медвежье впервые применен в 2009 году. Испытания проведены на скважине 726. До этого с 2006 года на месторождении использовали только плунжерный лифт непрерывного действия с плунжером, состоящим из двух механически не скрепленных секций: трубчатого корпуса
и шара. В отличии от зарубежных установок плунжерного лифта периодического действия, на скважине 726 месторождения Медвежье был использован ранее не применявшийся способ управления периодичностью работы плунжера. После подъема жидкости с забоя, плунжер зависает на устье
и поддерживается потоком газа скважины. Затем, через заданный оператором период времени, с помощью специального запорного устройства,
скважина перекрывается на 5-10 секунд. Поток газа из скважины прекращается, секции плунжера - шар и корпус - перестают поддерживаться потоком газа, разделяются и опускаются в восходящем потоке газа.
Эта технология является эффективной для сеноманских скважин, так
как в период остановки скважины жидкость не успевает стечь на забой и
не фильтруется в продуктивный пласт. Период зависания плунжера на
устье может продолжаться необходимое время от 30 минут до 24 часов. В
результате плунжер меньше изнашивается за счет истирания о внутреннюю поверхность лифтовой колоны и стыки труб в муфтовых соединениях
и появляется возможность управлять плунжером.
Перед разработчиками стояла задача создания комплекса, работоспособного при отрицательных температурах окружающего воздуха до минус
55оС. Были разработаны: специальный бессальниковый запорный угловой
клапан и блок подготовки газа питания. Для управления был использован
«контроллер плунжерного лифта GEO-2» компании Weatherford. В процессе работы давление и температура потока в корпусе запорного клапана из163
мерялась с использованием специально разработанного измерителя давления и температуры фирмы «Грант» МТУ-04. Дебит газа измерялся ИТК
«Пингвин».
Испытания показали работоспособность данного метода управления
плунжером.
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПО
КОНЦЕНТРИЧЕСКИМ ЛИФТОВЫМ КОЛОННАМ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ
Дикамов Д.В., Шулятиков И.В.
(ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам является одним из способов стабилизировать добычу газа из месторождения
в период падающей добычи, а в отдельных скважинах увеличить рабочий
дебит. В скважинах сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам возможны осложнения, обусловленные размоканием породы продуктивного пласта и, как результат, образование песчаных пробок ниже башмака лифтовой колонны в интервале перфорации изза малых скоростей потока газа.
При эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам по центральной лифтовой колонне задается режим, при котором жидкость и мехпримесси выносятся потоком газа по мере поступления в лифтовую колонну, а из кольцевого канала между колоннами отбирается газ.
Для управления режимом работы скважины одновременно по двум каналам используются автоматические комплексы, включающие расходомеры,
контролирующие потоки газа по центральной лифтовой колонне и суммарный дебит скважины.
Чтобы уменьшить скопления песка и жидкости ниже башмака лифтовой колонны необходимо ограничивать суммарный дебит скважины на
уровне, исключающем разрушение породы продуктивного пласта. Если
переводу скважины на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колонам предшествовали работы, связанные с глушением скважины, технологические растворы, использованные для глушения должны удаляться по
центральной лифтовой колонне в режиме контролируемого выноса. Таким
образом, чтобы количество закаченного раствора примерно соответствовало удаленному в процессе освоения скважины и выводе её на рабочий режим эксплуатации.
В процессе эксплуатации скважины по концентрическим колоннам
необходимо периодически контролировать состояние забоя не допуская
образования протяженной пробки ограничивающей рабочий дебит скважины с использованием геофизических технологий.
164
С октября 2008 года по настоящее время испытания данной технологии проводятся на двух скважинах месторождения Медвежье.
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ
СРЕДСТВ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ ТЕХНОЛОГИЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН
Дикамов Д.В. Мельников И.В. Шулятиков И.В.
(ОАО «Газпром», Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым»,
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
На месторождении Медвежье последние годы систематически проводятся испытания различных технологий эксплуатации скважин, работа
которых осложняется из-за скопления жидкости, ограничивающей рабочие
дебиты. Из-за отсутствия информации о ходе процессов невозможно делать правильнее выводы, особенно это относится к периодическим процессам: плунжерному лифту, вводу вспенивающих ПАВ, закачке газа в
межтрубный канал для поддержания условий выноса жидкости по лифтовой колонне, эксплуатации одновременно по концентрическим лифтовым
колоннам, удаления скоплений жидкости из наземных шлейфов с использованием подвижных поршней.
Указанные процессы характеризуются рабочими давлениями, температурами и расходами газа. Чтобы наиболее информативно использовать
результаты измерений необходимо фиксировать их в реальном времени.
Последние годы различными предприятиями разработаны средства измерения, позволяющие контролировать необходимые параметры в реальном
времени с периодичностью 1 секунда и более, и сохранять результаты измерений в памяти прибора.
На месторождении Медвежье для измерений давлений и температур
применяют преобразователи давления с измерителем температуры МТУ04 ООО НПП «ГРАНТ». Расход газа скважины измеряют с использованием измерительного технологического комплекса ИТК «Пингвин», разработанный и изготовленный ООО «Газпром ВНИИГАЗ». На испытательном
стенде плунжерного лифта используются специально разработанные измерители давления с периодичностью измерений 0,01 сек. Приборы имеют
автономное энергообеспечение. ИТК «Пингвин» не подвержен образованиям льда и гидратов в импульсных трубках к измерителю перепада давления. Каждый из приборов позволяет переносить все результаты измерений в компьютер, на котором в автоматическом режиме строятся, графики
изменения параметров во времени. На графиках четко просматриваются
изменения давлений и температур, расхода в моменты прихода плунжера к
устью скважины, это позволяет определять периодичность прихода плунжера с жидкостью к устью скважины. Обычно в момент появления порции
165
жидкости на устье скважины, синхронно увеличивается мгновенный расход газа, увеличиваются давления и температура. По разнице давлений в
период выброса жидкости можно судить о её количестве.
ДОБЫЧА И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА
Грязнова И.В.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
На завершающей стадии добычи очень остро встает вопрос рационального использования и экономии пластовой энергии. Это выражается,
прежде всего, в необходимости более обоснованного установления технологических режимов работы скважин, газосборных сетей и коллекторов. В
этот период необходимо предотвращать накопление жидкости на забое
скважин и обеспечивать условия полного выноса твердых и жидких частиц, своевременно проводить гидравлический анализ гидравлических потерь давления.
Предлагается схема снижения устьевого давления с использованием
эжекторной установки. Газ со скважины одного или нескольких кустов собирается коллектором и на входе в УКПГ дожимается с помощью
эжекторной установки газом из магистрального трубопровода, либо высоконапорным газом других горизонтов. Таким образом, в разработку вовлекаются запасы, извлекать которые до этого считалось экономически нецелесообразно. Основные преимущества эжекторных установок: отсутствие
движущихся частей, низкие требования к обслуживанию, высокая надежность, простота монтажа, эксплуатации и управления, возможность справляться с жидкостными пробками, короткий период окупаемости при низкой начальной цене, с учетом изменяющихся условий в скважине возможно изменение размеров сопла.
Другим важным способом утилизации низконапорного газа является
возможность использовать его в газохимическом и энергетическом
направлениях. Наряду с использованием этого газа для энергетики следует
рассматривать его применение для нужд местной, так называемой «малой» энергетики, в том числе и коммунальной. Наиболее эффективным является производство электроэнергии с использованием парогазовых технологий. Направление использования низконапорного газа выбирается с
учетом особенностей работы каждого конкретного месторождения на завершающем этапе его эксплуатации,
с выполнением техникоэкономических расчетов по всем возможным вариантам его использования в интересах, как владельца лицензии на разработку месторождения,
так производителей электрической и тепловой энергии, а также с учетом
региональных интересов территории и проживающего там населения.
166
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕЙ
МАКСИМАЛЬНЫЕ ДЕБИТ И УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Алиев З.С., Котлярова Е.М., Гучанова А.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
При заданной производительности необходимость длительное время
сохранения высокого устьевого давления в горизонтальных скважинах
(ГС) для подачи добываемого газа в магистральный газопровод без ввода
дожимных компрессорных станций требует изучения возможности и использования на практике конструктивных особенностей таких скважин.
Поиск оптимальной конструкции ГС обуславливает одновременный учет
многочисленных геологических, технических и технологических факторов,
обеспечивающих минимальные потери давления по стволу и реально возможные дебиты и устьевые давления в таких скважинах. Авторами работы
в их ранних исследованиях изучены и обоснованы производительности ГС
с позиции продуктивной характеристики месторождений с различными
емкостными и фильтрационными свойствами без учета необходимости сохранения высокого устьевого давления.
В работе разработаны методы обоснования и рекомендации приближенного определения и выбора конструкции ГС, включающей в себя длины
и диаметры обсадной колонны и фонтанных труб в горизонтальном, искривленном и вертикальном участках ствола, а также профили вскрытия продуктивного интервала однородных и неоднородных пластов горизонтальным
стволом. Необходимость спуска фонтанных труб в горизонтальный участок
ствола ГУС связана с выносом твердых и жидких примесей в продукции
скважин. Наилучшим вариантом по величине производительности и потерям
давления в ГУС является отсутствие в них фонтанных труб. Такая конструкция может быть использована только при “восходящем” профиле горизонтального участка. Однако, такой профиль неприемлем, если имеется подошвенная вода, так как при такой конструкции минимальное забойное давление
будет у начального участка горизонтального ствола, при котором возможность обводнения скважины увеличивается.
Оборудование фонтанными трубами ГУС приводит к снижению
производительности ГС и увеличению потерь давления при притоке газа в
затрубное пространство. Необходимость спуска фонтанных труб в ГУС
для обеспечения выноса примесей при повышенном дебите требует
уменьшения до минимума диаметра труб. Одновременно при движении газа по фонтанным трубам с минимальным диаметром потери давления существенно увеличатся, и устьевое давление окажется пониженным.
По результатам расчетов рекомендованы длины и диаметры эксплуатационной колонны и фонтанных труб ГС в широком диапазоне измене167
ния производительности таких скважин, вскрывших залежи с различными
емкостными и фильтрационными свойствами и с различными радиусами
кривизны и глубины залегания месторождений.
ЭФФЕКТЫ АНИЗОТРОПИИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ТЕЧЕНИЯХ С ПРЕДЕЛЬНЫМ ГРАДИЕНТОМ
Мамедов М.Т.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В наши дни в процесс разработки все чаще вовлекаются месторождения трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья. Для извлечения углеводородов применяются новые технологические процессы, эффективность которых напрямую связана с уровнем адекватности описания
фильтрационных течений. На сегодняшний день задача фильтрации вязкопластичных жидкостей (аномальных нефтей) в изотропных пластах достаточно хорошо изучена. Однако реальные коллекторы, как правило, обладают анизотропными фильтрационными свойствами (трансверсальноизотропной, ортотропной, моноклинной или триклинной симметрией
свойств). Поэтому учет анизотропии при исследовании фильтрации аномальных нефтей представляет как практический, так и научный интерес.
В настоящей работе выписаны уравнения фильтрационных течений
вязкопластичных жидкостей для всех типов анизотропии. Показано, что
фильтрационные течения с предельным градиентом в анизотропных средах характеризуются двумя материальными тензорами: тензором коэффициентов проницаемости (фильтрационных сопротивлений) и тензором
предельных градиентов. Представлены законы фильтрации с предельным
градиентом для случаев одномерных, двумерных и трехмерных течений,
механизм возникновения которых проиллюстрирован поверхностью предельных градиентов. Выписаны условия начала течения и законы фильтрации для сред с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств. Предложена лабораторная методика совместного определения тензоров абсолютной проницаемости и предельных градиентов для
анизотропных коллекторов.
Корректное описание анизотропии фильтрационных свойств дает
более адекватную картину распределения фильтрационных потоков в пласте, что в свою очередь позволяет оптимизировать направление бурения
горизонтальных скважин, сделать более рациональной схему расстановки
скважин, а также систему разработки в целом и, в итоге, увеличить коэффициент извлечения нефти.
168
МЕТОДОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ БУРОВИКОВ 
ПРОФЕССИОНАЛОВ
Балаба В.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Технологические процессы бурения скважин совершаются в недрах,
имеют явно выраженный вероятностный характер и, как следствие, трудно
формализуемы. Бурение как сложное, интеллектуалоемкое производство
объективно требует высокой профессиональной квалификации, как специалистов-буровиков, так и рабочих. Поэтому начальное, среднее и высшее
профессиональное образование буровиков должно быть организовано в
виде интегрированной системы, основанной на единой методологии с целью решения задач последовательного повышения общеобразовательного
и профессионального уровня обучаемых. Для этого необходимо:
• разработать Национальную рамку буровых квалификаций (НРБК) описание квалификационных уровней, характеризуемых компетенцией
(совокупностью полномочий) работника и соответствующими ей компетентностями (знания, умения, навыки), которыми он должен обладать для
результативной и эффективной реализации этой компетенции;
• на основе НРБК разработать Систему профессиональных стандартов в бурении (СПСБ), корреспондирующихся с национальными стандартами серии ГОСТ Р ИСО в отношении компетентности персонала организаций, а на основе СПСБ - федеральные государственные образовательные
стандарты (ФГОС) начального, среднего и высшего профессионального
образования;
• на основе ФГОС разработать основные образовательные программы (ООП), обеспечивающие приобретение выпускниками компетентностей в соответствии с требованиями профессиональных стандартов и соответствующих им ФГОС;
• создать систему независимой оценки соответствия ООП и разработать процедуру их актуализации;
• создать систему оценки соответствия преподавателей специальных
дисциплин и учебно-методических комплексов (УМК) по этим дисциплинам, разработать процедуру актуализации УМК;
• создать систему независимой оценки соответствия выпускников
как основы перехода к следующему уровню образования и внешней независимой их сертификации для присвоения профессиональной квалификации в рамках СПСБ;
• в образовательных учреждениях в рамках системы управления качеством создать подсистему поэтапной оценки соответствия приобретаемых учащимися компетентностей требованиям ФГОС, в высшей школе
169
ввести обязательную проверку выпускной квалификационной работы на
плагиат.
ДОСТИЖЕНИЯ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
ШАХТНЫМ СПОСОБОМ (ЯРЕГА, РЕСПУБЛИКА КОМИ)
Кольцов Е.В., Чикишев Г.Ф., Туркин С.Н., Буцко И.Г., Коноплев Ю.П.
(ООО «ПечорНИПИнефть»)
Ярегское месторождение тяжелой нефти открыто в 1932 г. (Н.Н. Тихонович, И.Н. Стрижов). Имеет размеры по протяженности 36,6 км, по
ширине 4-4,5 км. Промышленные запасы нефти находятся на глубине 130220 м, приурочены к терригенным отложениям пласта III D2-D3 и составляют более 330 млн.т. Средняя эффективная толщина пласта III - 26 м, пористость - 25%, проницаемость - 2 мкм2. Нефть сернистая (до 2%), безпарафинистая (менее 1%), тяжелая (0,945 кг/м3), высоковязкая (5-20 Па*с).
Начальное пластовое давление 1-1,3 МПа.
В 1934 г Н.Н. Тихонович и И.Н. Стрижов предложили вести разработку месторождения шахтным способом. В 1937 г начато строительство
первой в стране нефтяной шахты и, уже в 1939 г на нефтешахте №1 был
получен первый фонтан нефти из первой подземной скважины. В 1943 г
введена в эксплуатацию нефтешахта №3, в 1949 г – нефтешахта №2. В период 1939-1972 гг. шахтная разработка велась на естественном режиме истощения пласта, в период 1972 г и по настоящее время – с применением
технологий ПТВ на пласт. Всего с начала шахтной разработки на Яреге
добыто 24,3 млн.т. нефти, в том числе на естественном режиме истощения
пласта -7,4 млн.т., с использованием паротепловых методов -16,9 млн.т.
Новым толчком в развитии на Яреге термошахтных технологий стал
постепенный, начиная с 2001 г уход в разработке от традиционных паротепловых систем (двухгоризонтной, одногоризонтной, панельной) на новую
подземно-поверхностную
систему.
Внедрение
подземноповерхностной системы позволило стабилизировать к 2003 г, начавшееся с
1991 г падение годовых уровней добычи нефти и обеспечить с вводом новых площадей в прогрев их рост, с 485 тыс.т. до 672 тыс.т. в 2009 г.
Преимуществом подземно-поверхностной системы перед традиционными системами термошахтной разработки является: увеличение КИН с
0,54 до 0,6-0,7; рост темпов отбора нефти с 2,9 до 6,5 %; снижение накопленного паронефтяного отношения с 2,9 до 2,5 т/т.
Несмотря на хорошие достигнутые показатели разработки, не прекращается работа по совершенствованию применяемых термошахтных
технологий. В планах Яреги, выход в 2016 г на уровень термошахтной добычи нефти в 1,749 млн.т., в перспективе, до 3,6 млн.т. в год при паронефтяном отношении 2,0 т/т. Для достижения этих показателей в настоящее
170
время ведется детальная технико-экономическая проработка вопросов по
увеличению длины подземных скважин с 300 до 800 м и более, механизации горнопроходческих работ и автоматизации технологических процессов по термошахтной добыче тяжелой нефти.
О РЕЗУЛЬТАТАХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ АКТУАЛЬНОГО УЧАСТКА ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Тараскин Е.Н., Саакян М.И., Руднев С.А.
(ООО «ПечорНИПИнефть», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи на
сложнопостроенных трещиноватых месторождениях и залежах не возможно без детального изучения и анализа структуры вскрытых пластов и правильного понимания влияния этой структуры на механизм извлечения
нефти. Геолого-технологическое моделирование таких объектов разработки представляет собой одну из сложных и до конца нерешенных задач
нефтяной инженерии.
В представленной работе были проанализированы особенности геологического строения и построена цифровая объемная геологотехнологическая модель юго-западного актуального участка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, на котором в ближайшее
время планируется организовать несколько новых очагов площадной закачки пара для интенсификации добычи высоковязкой нефти.
При построении структурного каркаса геологической модели югозападного участка были использованы результаты детальной корреляции
пластов, выполненной в программном комплексе «AutoCorr». При параметрическом моделировании учитывалось наличие в разрезе пермокарбоновых отложений различных по типу пустотного пространства коллекторов (поровых, порово-кавернозных и трещиноватых).
На основе интегрированного подхода к анализу и обобщению имеющихся прямых и косвенных характеристик естественной трещиноватости
вскрытых пластов юго-западного участка удалось смоделировать дискретную систему естественных трещин, включая установленные по сейсмическим и промысловым данным малоамплитудные дизъюнктивные нарушения. После калибровки созданная дискретная система трещин была преобразована в фильтрационную модель трещиноватых коллекторов с эквивалентными параметрами трещинной проницаемости и пористости, а также
размеров матричных блоков.
В результате объединения фильтрационных моделей матричнокавернозных и трещиноватых коллекторов и задания функций физикохимических свойств и относительных фазовых проницаемостей пластовых
171
флюидов от температуры была создана и адаптирована к истории разработки термогидродинамическая модель двойной проницаемости югозападного участка, при помощи которой были обоснованы эффективные
технологические варианты площадной закачки пара.
ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ИСТОЩЕНИЕ НА ИХ
ПРОМЫШЛЕННУЮ И ЭКОЛОГИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ
Жуков В.С., Рыжов А.Е., Иселидзе О.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Разработка месторождений нефти и газа зачастую сопровождается снижением пластового давления в продуктивных пластах. Обычно исследуют только
процессы, происходящие при снижении пластового давления, и практически отсутствуют работы, посвященные оценке отдаленных во времени геодинамических последствий.
Основной задачей данной работы являлась оценка изменений фильтрационно-ёмкостных и физических свойств коллекторов месторождений газа при моделировании его разработки и влияние их на промышленную и экологическую
безопасность.
Результаты исследований показали, что увеличение эффективного давления на 100атм обуславливает уменьшение пористости образцов на 0,01-0,27%
или в среднем на 0,1%. Это довольно малая величина, но не стоит ею пренебрегать в практических расчетах. В то же время рост эффективного давления на
100атм в процессе разработки месторождений, обуславливает уменьшение проницаемости образцов до 25% и более. Сжимаемость порового пространства при
этом уменьшается до 15%. Также происходит рост сопротивления до 4-4,5% и
снижение интервального времени в среднем на 1,3%.
Полученные оценки изменений фильтрационно-ёмкостных и физических
свойств коллекторов при моделировании разработки месторождений показали,
что уменьшение пористости мало, но не стоит им пренебрегать, но существенно
снижается проницаемость и сжимаемость порового пространства, также отмечен
рост удельного электрического сопротивления и снижение интервального времени образцов.
При разработке месторождений нефти и газа со снижением пластового
давления основные формы негативных геодинамических последствий длительной разработки месторождений УВ можно разделить на четыре группы: обширные просадки территории месторождения, техногенная и техногенноиндуцированная сейсмичность, а также активизация разломных зон, контролирующих месторождение.
Расчеты обширных просадок территории месторождения основаны на
ограниченном массиве экспериментальных данных о механических параметрах
172
моделируемой среды: величине модуля Юнга, коэффициента Пуассона, коэффициентов сжимаемости пород и их порового объема. Эти величины существенно
изменяются как в пределах объёма пород, так и при росте эффективного давления при разработке месторождений. Как правило, в оценках принято, что деформации земной поверхности обусловлены объемной деформацией порового пространства коллектора.
Практически на всех месторождениях нефти и газа, на которых проводились мониторинговые геодинамические наблюдения, была отмечена активизация разломных зон. При разработке месторождений нефти и газа вначале происходят активные деформационные процессы: просадки земной поверхности и/или
активизация разломных зон, а затем, по мере снижения пластового давления,
нарастает активизация техногенной сейсмичности.
Оценка факторов геодинамической опасности может быть осуществлёна
посредством мониторинга динамики физических свойств коллекторов в процессе
разработки месторождений.
ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТА
Рассохин С.Г.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Современное состояние развития мировой газовой промышленности
характеризуется ухудшением структуры запасов и неуклонным возрастанием роли месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно считалась неперспективной.
При этом возникает необходимость поиска путей минимизации пластовых потерь жидких углеводородов. Одной из важнейших составляющих
этого научного поиска является физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов
как основа для разработки газовых технологий.
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в результате реализации долгосрочных
программ экспериментальных работ в этом направлении созданы научнометодические основы физического моделирования процессов повышения
углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных
газов. Это стало возможным благодаря применению современных экспериментальных установок многофазной многокомпонентной фильтрации,
обеспечивающих воспроизведение реальных термобари-ческих условий.
Постановка и проведение программ экспериментов сопровождались их детальной научно-методической проработкой и анализом полученных данных.
173
В докладе представлены результаты разработки и апробации новой
методики определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследованиях процессов фильтрации, основанной на применении компьютерной томографии.
В результате экспериментов установлено существенное влияние
начальной водонасыщенности пористой среды на процессы извлечения
углеводородов при закачке в модели пластов газовых и жидких агентов.
Экспериментально определены функциональные зависимости относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных объектов добычи углеводородов с определением влияния типа смачиваемости и направления флюидонасыщения.
Разработанные лабораторные методики могут быть использованы в
научно-исследовательских институтах и научных центрах компаний
нефтегазового профиля. Созданные на основе физического моделирования
с последующим гидродинамическим моделированием и опытнопромышленным экспериментом технологии позволят повысить эффективность разработки месторождений природных углеводородов.
ПРИМЕНЕНИЕ ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОМЕТРИИ ДЛЯ
ОЦЕНКИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Артемьев В.Ю., Григорьев Е.Б., Шафиев И.М.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений
(НГКМ) важную роль играет получение оперативной и достоверной информации об изменениях свойств и технологических характеристик пластовых флюидов.
Одним из перспективных направлений для решения этой задачи является использование методов инфракрасной спектрометрии. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с использованием ИК-спектрометра с Фурьепреобразователем фирмы Perkin – Elmer в период с 2003 по 2009 гг. выполнены исследования конденсатов и нефтей Уренгойского НГКМ.
На основе этих работ получены результаты, позволяющие оперативно оценить тип добываемого флюида по величине параметров А 13 и К, характеризующих относительное содержание различных классов ароматических структур, долю примеси нефти в добываемом конденсате, температуру конца кипения конденсата. Прогнозировать изменения пластового
давления и потенциального содержания конденсата (ПС5+В), появления
пластовой воды в добываемой продукции.
174
Анализ свойств добываемых конденсатов Уренгойского НГКМ за
указанный выше период показал следующее:
- для большинства исследованных углеводородных флюидов при снижении величины параметра А13 одновременно происходит облегчение
конденсатов;
- в ряде скважин отмечена стабилизация величины А13, что свидетельствует о вовлечении в процессе добычи ранее выпавшего конденсата
или дренирования нефтяного вещества оторочек к забою скважин;
- на ИК – спектрах, особенно начиная с 2003-2004 гг., начала фиксироваться широкая полоса поглощения в области 2300 – 2400 см-1, связанная с наличием ОН – групп и являющаяся признаком воды.
Дополнительное появление полос поглощения в области 1600 – 1800
-1
см позволяет предполагать появление пластовой воды в продукции скважин.
Установленные в результате проведенных исследований закономерности предполагается использовать для раннего обнаружения и оценки изменений, происходящих в залежи в процессе эксплуатации и принятия соответствующих решений по корректировке технологии разработки.
УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
НА УРЕНГОЙСКОМ НГКМ
Сорокин С.В., Кабанов О.П., Тугарев В.М., Крецул В.В., Семенов С.В.,
Сайбель П.А., Горбунов Е.В.
(ООО «Газпром добыча Уренгой»)
Продукция нефтяных скважин, в условиях Уренгойского месторождения, представляет собой многофазную газожидкостную смесь, которая
поступает на центральный пункт по двухнапорной системе сбора. Газовая
фаза представлена как попутным нефтяным, так и газлифтным газами. Попутный нефтяной газ высокого давления полностью утилизируется на
нефтяных промыслах и направляется для дальнейшей подготовки на газовые промыслы Уренгойского НГКМ. Основная же часть газа низкого давления сжигалась на технологических факелах, и только незначительная его
часть использовалась на собственные нужды промыслов. Газлифтный газ
является рабочим агентом, обеспечивающим эксплуатацию более 70%
скважин действующего фонда. Вместе с тем ежегодные объемы его потребления возрастают, что обусловлено падением пластового давления,
уменьшением дебита нефтяных скважин, увеличением глубины и уменьшением давления подачи газлифтного газа.
За пять лет, с 2003 по 2008 год, объем сжигаемого низконапорного
газа увеличился на 28 %. При этом доля попутного нефтяного газа уменьшилась, а газлифтного возросла более чем в 2 раза. С целью сокращения
175
потерь и эффективного использования попутного нефтяного газа в Обществе «Газпром добыча Уренгой» разработаны мероприятия по повышению
коэффициента использования ПНГ. Данные мероприятия включают в себя
реконструкцию систем подготовки нефти и введение в эксплуатацию компрессорных станций по утилизации попутного нефтяного газа.
Реконструкция систем подготовки нефти предусматривает внедрение
технологии получения нефти с остаточной газонасыщенностью, исключающую концевую ступень сепарации и решающую задачу утилизации
наиболее жирного нефтяного газа. В результате её внедрения годовой объем сжигаемого газа сократится на три миллиона кубических метров.
Ввод компрессорных станций позволяет исключить сжигание газа в
процессе добычи и подготовки нефти. Технологические решения предусматривают подготовку газа и компримирование с последующей подачей
его в межпромысловый коллектор, а также обеспечение потребности
нефтепромыслов в газлифтном газе.
УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ СКВАЖИН
Кульчицкий В.В., Штыфель А.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «РИТЭК»)
В капитальном строительстве скважин на буровой площадке участвуют до 10-ти подрядных и субподрядных организаций, выполняющих работы
от вышкостроения, сервиса наземного и подземного бурового оборудования
и инструмента, сопровождения технологических процессов бурения, крепления и освоения до авторского надзора. Эти работы можно разделить на
технико-технологические, горно-геологические, проектно-аналитические и
организационно-управленческие. Заказчик – нефтегазодобывающее предприятие отвечает за выполнение лицензионного соглашения на разработку
месторождения и максимально заинтересован в повышении эффективности
инвестиций в самый капиталоемкий объект – скважину. Эффективность инвестиций зависит от способа управления строительством скважин, основанного на буровом супервайзинге, заключающемся, как правило, в организации поста на буровом объекте с круглосуточным дежурством специалиста
по бурению скважин, но уже как представителя Заказчика.
В ОАО «РИТЭК» апробирован новый подход в управлении строительством скважин привлечением организации, имеющей опыт разработки
ПСД, создания программного обеспечения, НИиОКР, гидродинамического
мониторинга вскрытия продуктивного пласта и оказания услуг по ГТИ.
При бурении 8 скважин Мензелинского и Лугового нефтяных месторождений круглосуточно находились высококвалифицированные специалисты
– буровые супервайзеры с многолетним стажем ведения работ. Буровые
супервайзеры участвуют в буровых работах, организуют работы, состав176
ляют акты, оказывают содействие буровой бригаде при принятии техникотехнологических решений, дают рекомендации и передают суточные сводки и отчеты в отдел бурения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» и департамент бурового супервайзинга НП «Технопарк-Губкинский университет». Апробировалась система управления, организации и контроля процессов строительства скважин в условиях подчинения партии ГТИ буровому супервайзеру. Запись ключевых параметров бурения круглосуточно осуществляется
станцией геолого-технологических исследований – АПК «Волга» с регистрацией производительного и непроизводительного времени, проводится
видеоконтроль технико-технологических операций. В связи с передачей
службе ГТИ функций подготовки и оформления информации, в том числе
по супервайзингу, отмечено повышение эффективности деятельности бурового супервайзера за счет акцентирования внимания на решении ключевых вопросов строительства скважины. Отрабатывается механизм взаимодействия служб бурового супервайзинга с разработчиками проектносметной документации на строительство скважин на Мензелинском и Луговом нефтяных месторождениях – лабораторией проектирования строительства скважин НИИБТ.
НЕФТЯНАЯ СКВАЖИНА
С ИСКУССТВЕННЫМ ИНТЕЛЛЕКТОМ
Иванов В.А.
(Тюм ГНГУ)
Эффективность дальнейшего развития нефтедобывающих предприятий связана с разработкой и внедрением интеллектуальных систем управления разработкой нефтяных месторождений. Основным элементом
управления этих систем является технологический режим эксплуатации
добывающих скважин. Для сложной динамической системы «пластскважина-погружной насос» невозможно дать точное математическое описание поведения её в процессе эксплуатации. В таких случаях используют
управляющие системы, в которых недостаток информации восполняется за
счёт информации, получаемой в виде реакции объекта управления на искусственно вводимые поисковые (тестовые) воздействия. Одним из основных показателей разработки нефтяного месторождения является темп
обводнения добываемой продукции и поэтому рациональная разработка
месторождения возможна лишь при эффективном контроле за процессом
изменения обводнённости продукции и регулировании с целью её уменьшения.
177
На рис. 1 приведена принципиальная
схема скважины, оборудованной погружным электронасосом, и структурная схема
измерительных и управляющих блоков.
Скважина сообщается с продуктивным пластом 1, содержит эксплуатационную колонну 2, погружной электродвигатель 3 с датчиком температуры 4, насос 5, колонну
насосно-компрессорных труб 6, силовой токоподводящий кабель 7, блок 8 погружной
телеметрии с датчиками давления 9 и температуры 10, датчиками 11 и 12 виброускорений в двух плоскостях корпуса электродвигателя 3, измеритель 13 дебита и обводРис. 1. Принципиальнённости добываемой жидкости, выкидную
ная схема интеллектулинию 14 скважины, станцию управления 15
альной скважины.
со встроенным контроллером и силовым
трансформатором, преобразователь 16 частоты напряжения со встроенным контроллером и адаптивный регулятор 17.
Использование непосредственно измеряемых параметров дебита
жидкости и её обводнённости в режиме реального времени в процессе
управления эксплуатацией нефтедобывающей скважины позволяет исключить недостатки существующих устройств и повысить качество регулирования технологическими параметрами.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА АВАРИЙНОФОНТАНИРУЮЩЕЙ
ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ЧЕРЕЗ СЛОЙ ЖИДКОСТИ ПО
ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ РАЗМЕРАМ БУГРА
Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Исследование истечения газа из отверстий различной формы в слой
жидкости и взаимодействие образующейся при этом газожидкостной струи
с поверхностью жидкости, представляет значительный интерес для нефтегазовой отрасли. Образование газожидкостных струй наблюдается при выбросе природного газа в результате крупных аварий при бурении и эксплуатации на море газовых скважин или разрыве подводных газопроводов. В
результате истечении струи через слой жидкости на поверхности водоёма
возникает газожидкостный бугор. Для оценки возможных последствий такого типа аварий и их успешной ликвидации необходимо знать основные
закономерности распространения струй под поверхностью жидкости и их
взаимодействие с поверхностью.
178
Была создана экспериментальная установка для исследования истечения газожидкостной струи через слой жидкости. В экспериментах в качестве газа использовался сжатый воздух, а в качестве жидкости – водопроводная вода. Проводились измерения размеров газожидкостного бугра
(Hб – высота бугра на оси сопла, Rб – радиус бугра на свободной поверхности), образующегося на свободной поверхности при истечении через слой
жидкости вертикальной или горизонтальной струи с различными расходами.
Получены зависимости связывающие размеры газожидкостного бугра с расходом газа и толщиной слоя жидкости Hс. Также получена связь
геометрических параметров горизонтальной струи с расходом газа и толщиной слоя. Знание этих зависимостей позволяет, например, оценивать на
расстоянии расход газа по геометрическим размерам бугра.
В ходе проведения экспериментов для определённых расходов измерялась не только высота бугра на оси сопла, но и высоты бугра z на некоторых расстояниях y от оси. Экспериментальные данные обработаны в
безразмерных переменных z/Hб и y/Rб и были получены зависимости, описывающие профиль границы газожидкостного бугра для круглых отвер1,85
стий
 y 
z
 1  
Há
 Rá 
1,71
 y 
z
и щелей
 1  
Hб
 Rб 
. Зависимости для круглых
отверстий справедливы при изменении чисел Фруда Fr в пределах 3,273 и
безразмерных толщин слоя жидкости 43,5318, а для щелей Fr = 2,661 и
безразмерных Hс = 38,5286.
Полученные результаты позволяют оценить последствия аварий при
фонтанировании газовых скважин и разрывах подводных газопроводов.
МЕТОДИКА ЛАБОРАТОРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ АНИЗОТРОПИИ
КОЛЛЕКТОРА ПО ИЗМЕРЕНИЯМ ЕГО УПРУГИХ СВОЙСТВ
Бочкарева С.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
На сегодняшний день Российская Федерация является одним из мировых
лидеров по объемам добытой нефти. Ежегодный объем добычи нефти составляет более 400 млн.т. Около 80 % месторождений находятся на поздней стадии разработки и нуждаются в новых технологиях по увеличению
коэффициентов нефтеотдачи пластов. Одной из таких технологий, которая
позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи, является представленная
методика определения проницаемости.
Анализ фильтрационных свойств в анизотропных средах является актуальной проблемой. Учет анизотропии позволит более адекватно описывать
фильтрационные процессы в прискваженных зонах газовых скважин, рациональнее выбирать направление проводки горизонтальных скважин и
179
т.д. Вместе с тем значительную роль играют вопросы изучения анизотропии электропроводности кристаллов как следствие анизотропии обратной
эффективной массы электронов, которая определяется симметрией изоэнергетических поверхностей и является симметричным тензором 2-го
ранга. Таким образом, значительной анизотропией электропроводности
обладают кристаллы, которые построены из слабо связанных друг с другом плотноупакованных слоев. Примером кристаллов с анизотропной
электропроводностью являются олово, висмут, кадмий, цинк. Итак, подводя итоги выше сказанного, можно сделать вывод о необходимости проведения комплексной методики определения проницаемости для анизотропных коллекторов углеводородного сырья. Теоретические основы приведенной методики включают в себя основные понятия и определения кристаллофизики. Такие как, например, классификация типов анизотропии,
задаваемая материальными тензорами второго ранга, определение направленной проницаемости и фильтрационного сопротивления. Предложено
применение данной методики для модели разработки продуктивного пласта.
180
СЕКЦИЯ 3
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДОВ И
НЕФТЕГАЗОПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ
181
РАЗВИТИЕ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА
ДЛИТЕЛЬНО РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ПО ДАННЫМ РАЗНОУРОВНЕВЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Гореликов В.И., Карнаухов С.М., Стрельченко В.В.
(ООО«Газпром добыча Оренбург», ОАО «Газпром»,
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Укрепление сырьевой базы Оренбургского газохимического комплекса, расположенного в регионе с развитой инфраструктурой и трудоустроенным населением, представляет важную народно-хозяйственную задачу.
Высокая степень изученности и освоенности северо-западной части
Оренбуржья, где открыты и разрабатываются крупные и средние месторождения, предполагает расширение работ в недостаточно изученных южных районах на потенциально перспективные в отношении нефтегазонасыщенности отложения на глубинах около 5 км в зоне Предуральского
прогиба.
Эта южная часть Предуральского прогиба характеризуется сложными сейсмогеологическими условиями, затрудняющими изучение геологогеофизическими методами подсолевой толщи осадочных отложений, которая рассматривается как наиболее перспективная. Здесь развита солянокупольная тектоника с диапирами высотой 5 км, окаймленными песчаноглинистыми отложениями. Скорости распространения продольных волн по
глубине остаются практически постоянными для солей(около 4,5 км/с) и
возрастают с глубиной для терригенных отложений.
Наличие таких скоростных аномалий вызывает сильное преломление
сейсмических лучей и отклонение формы фронта волны от сферического.
Кроме этого, процедура обработки сейсмической информации усложняется из-за значительного(иногда субвертикального) залегания терригенных
отложений в межкупольном пространстве.
В этих условиях предварительно были выполнены работы по оптимизации системы наблюдений. При удалениях, превышающих глубину залегания подсолевых отложений, удалось обеспечить их прослеживаемость
и провести качественный скоростной анализ.
В ходе работ апробирована эффективность применения каркасной
сети профилей по технологии широкого профиля в методе ОГТ. При этом
были выделены и учтены при интерпретации боковые волны – помехи, а
также применена процедура глубинной миграции до суммирования. Сейсмогеологическая модель уточнялась по данным высокоточной гравиметрии. Также показана необходимость выявления не вообще карбонатных
коллекторов, а в первую очередь коллекторов трещинного и кавернового
типа, приуроченных к зонам трещиноватости в пределах ловушки.
182
ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
Арбузов Ю.А., Химич В.Н.
(ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»)
Путем анализа организационно-технологической надежности инженерной подготовки строительного производства (ПСП) при капитальном
ремонте магистральных газопроводов (МГ) в сложных инженерногеологических и природно-климатических условиях установлено, что правильная и своевременная подготовка строительного производства является
одним из решающих факторов выполнения работ в определенный промежуток времени. Совершенствование работ по ПСП при капитальном ремонте МГ сократит продолжительность их выполнения и уменьшит себестоимость производства строительно-монтажных работ (СМР) в целом.
Большую роль в совершенствовании подготовительного периода
ПСП играет правильное нормирование связанных с ним затрат. Наиболее
реальный подход к созданию нормативов по трудоемкости этих работ статистическое прогнозирование трудозатрат. Следует учитывать и тот
факт, что это большой инженерный труд специалистов генподрядных и
субподрядных организаций. Поэтому ответ на вопрос, сколько инженеров
должно быть в службах подготовки строительства в строительных организациях, зависит от того, насколько эффективно выбраны технология и организация работ по ПСП, насколько рационально оформлена проектносметная документация.
Методологические основы совершенствования процессов ПСП в
сложных инженерно-геологических и природно-климатических условиях
должны содержать систематизацию нормативных требований и технологических рекомендаций по производству СМР при капитальном ремонте
МГ на слабонесущих грунтах с предложенной в работе методикой структурирования технологических процессов (методы укрепления грунтов
классифицированы в зависимости от направленности улучшения их
свойств, а также инженерно-геологических особенностей). Некачественное
выполнение технологических операций по использованию на слабонесущих грунтах определенных решений по комплексному использованию в
строительном производстве укрепленных грунтов и синтетических материалов может привести к последующим отказам на линейной части МГ.
183
ФОРМИРОВАНИЕ ПЛАНА РЕМОНТНО-СТРОИТЕЛЬНЫХ
РАБОТ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ
В ИНФОРМАЦИОННОЙ СРЕДЕ
Башкин А.А., Чубаев С.А., Комаров Д.Н.
(ОАО «Газпром трансгаз Сургут», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Процесс формирования плана выполнения ремонтно-строительных
работ (РСР) на магистральных газопроводах (МГ) проходит последовательно в 3 этапа на соответствующих уровнях (одного объекта, территориальной подсистемы объектов, системы объектов): 1) формирование плана
РСР на конкретном объекте, то есть анализ технического состояния каждого участка МГ по данным технического контроля (ретроспективным данным его эксплуатации) и диагностики; при этом осуществляется выбор
эффективного метода производства РСР с оценкой требуемых затрат на
устранение выявленных на объекте дефектов; 2) формирование плана РСР
(отбор) тех объектов, которые следует включить в заявку на выполнение
РСР на очередной плановый период; этот этап предполагает обоснование
необходимости проведения РСР на объектах, включенных в заявку; 3)
формирование плана РСР системы объектов.
Для решения задачи формирования программы производства РСР
для системы объектов (участков линейной части МГ) представляется необходимым воспользоваться методами многокритериального оценивания
приоритетов объектов с учетом всей информации, имеющейся к началу
планирования, а также суждений экспертов по факторам, не поддающихся
количественному анализу.
Критерии и факторы, учитываемые в оценках приоритетов объектов
при включении в программу производства РСР, объединены в четыре
группы: А - техническое состояние участка МГ; Б - положительные последствия реализации плана РСР на каждом участке МГ; В - экономические показатели затрат, связанных с осуществлением РСР; Г - системные
факторы и требования.
Техническое состояние участка МГ оценивается в баллах с учетом
данных диагностики, а также ретроспективных данных об имевших место
авариях и повреждениях и оперативных решений о срочном устранении
опасных дефектов. Детальный анализ технического состояния осуществляется специальной программой - оценка приоритетов участков МГ по техническому состоянию при планировании ремонтно-строительных работ. В
схему эти данные поступают в виде оценок в баллах состояния конструктивных элементов участка МГ. Программа присваивает наивысшие баллы
участкам, которые по критериям надежности и безопасности функционирования находятся в критическом состоянии.
184
ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРАНСПОРТА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ
СМЕСИ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ТРУБОПРОВОДАМ
Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г.
(ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов»)
Проблема повышения эффективности совместного транспорта газожидкостных смесей (ГЖС) возникает с повышением требований к
утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Совместный транспорт
ГЖС до центральных сборных пунктов является более перспективным
способом транспорта и обеспечивает возможности рационального использования ПНГ.
При оценке эффективности транспорта ГЖС возникают три задачи:
1. Грамотно провести расчёт трубопровода, транспортирующего
ГЖС.
2. Определить возможные способы транспорта и варианты нагнетателя.
3. На основании технико-экономического расчёта окончательно
выбрать способ и необходимый тип нагнетателя.
При расчёте трубопроводов следует чётко определить зоны структуры форм течения, не рекомендовать транспорт ГЖС при газосодержании
60...80 %. При этом избегать скорости, приводящие к коррозии трубопроводов. Рекомендуемый диапазон скоростей из условия предотвращения
коррозии от 1 до 5 м/с. При расчётах особое внимание обратить на профиль трассы. Проблема возникает в трубопроводе со сложным профилем
трассы с крутыми переходами.
Далее, исходя из полученных значений давлений и газосодержания,
выбирается наиболее эффективный нагнетатель.
Это могут быть:
1) многофазные насосы (МФН)  одновинтовые, двухвинтовые
насосы и поршневой насос типа 9МГР со специальным колпаком;
2) эжекторная установка;
3) компрессор и насос, нагнетающие газ и жидкость в одну трубу,
компримирование газа в нефтепроводе;
4) раздельный транспорт нефти и газа.
В докладе рассматриваются принципиальные схемы перекачки в зависимости от технологических особенностей промысла, достоинства и недостатки различных способов транспорта газожидкостных смесей.
185
КОМПЛЕКСНАЯ ЗАДАЧА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ
ТРУБОПРОВОДА ПРОКЛАДЫВАЕМОГО МЕТОДОМ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
Ветютнев Н.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В отличие от традиционных методов строительства переходов, применение метода ННБ вносит свои особенности в расчет при выборе толщины стенки, класса прочности стали, радиуса естественного изгиба протаскиваемого трубопровода.
В настоящее время длины строящихся переходов методом ННБ
имеют значительную величину (до 2,5 км), поэтому в процессе строительства в стенке трубы возникают большие строительные напряжения, значительно превышающие эксплуатационные. Решение комплексной задачи
определения параметров трубопровода целесообразно проводить с использованием ЭВМ по следующему алгоритму:
Исходные данные
Расчет, анализ, обработка
Для расчета по
эксплуатационным
нагрузкам
Расчет параметров трубопровода по
эксплуатационным нагрузкам
согласно СНиП, СП, ВН и т.д.
T1
D, P, Kt, S, Kr, dT
Для расчета по
строительным
нагрузкам
Расчет максимально необходимого
тягового усилия для
протаскивания дюкера
K1
L, Dr, H, R, G, Ro
Информация по
параметрам буровых
машин
Результат
R1
П1i
Tr
Выбор буровой установки,
определение максимального,
паспортного тягового усилия
Tmax
Расчет параметров трубопровода по
строительным нагрузкам
T2
П2i
Tmax, Mmax
R2
Да
П2i := П1i
Нет
П2i ≥ П1i
K2 T = T1
R = R1
K = R1
где:
D – диаметр трубопровода; P – рабочее давление; Kt – категория трубопровода;
S – сейсмическая активность территории; Kr – коррозионная агрессивность
продукта; dT – температурный перепад; L – длина скважины ННБ; Dr –
диаметр скважины;
Н – перепад высот по скважине; R – радиус криволинейных участков
186
скважины;
G – характеристики грунтов по скважине; Ro – плотность бурового раствора;
Tmax, Mmax – тяговое усилие и крутящий момент буровой установки;
Tk (k=1..2) – расчетная (промежуточная) толщина стенки трубы;
Rk (k=1..2) – расчетный (промежуточный) допустимый радиус изгиба трубы;
Kk (k=1..2) – расчетный (промежуточный) класс прочности стали;
T, R, K –толщина стенки, допустимый радиус изгиба, класс прочности стали (окончательно) соответственно.
МЕТОДЫ ВЫПОЛНЕНИЯ МОНИТОРИНГА ТРУБОПРОВОДНЫХ
СИСТЕМ И ИХ ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДЕРЖКА
Айтакаев В.Ю.
(РГУ нефти и газа имениИ.М.Губкина, ОАО «ВНИПИнефть»)
Системы трубопроводного транспорта нефти и газа требуют увеличения затрат и усилий по поддержанию ее в работоспособном состоянии.
Как и ранее, необходимо вовремя выявлять утечки, несанкционированные
врезки, изменения геометрии трубопровода и прочие неисправности. Расширение транспортной сети, старение существующих трубопроводов ведет
к значительному увеличению объемов работ по мониторингу и сроков их
проведения.
Отсюда появляется проблема ускорения мониторинга линейных объектов нефтегазового комплекса, повышения его эффективности и области
охвата, снижения финансовых затрат. Одним из наиболее популярных
средств повышения эффективности практически любых задач в наше время стала повсеместная их автоматизация и обширное применение информационных технологий. Подобные подходы необходимо применить и в
данной области, что позволит значительно снизить время, необходимое на
исследование и выявление проблемных мест, уменьшить вероятность
ошибок и внести системный порядок в набор полученных данных, что
позволит принимать наиболее верные и обоснованные решения в дальнейшем.
Специфика мониторинга систем трубопроводного транспорта подразумевает необходимость создания условий для его автоматизации еще на
стадиях проектирования и строительства, а не только на стадии эксплуатации. Это требование обуславливает создание единой конструкторскоэксплуатационной базы данных, которая будет создаваться, модифицироваться и использоваться на всех стадиях проекта. Причем, так как мониторингу трубопровода на периоде его эксплуатации уделяется огромное значение, также необходимо уделить этому внимание и при создании базы
187
данных. Еще на этапах проектирования и строительства объекта нужно
уделить внимание тому, чтобы электронная документация по трубе была
как можно больше приспособлена для осуществления мониторинга на ее
базе в том числе, возможно, и с использованием самых современных пока
еще нетрадиционных технических средств. В идеале база данных должна
предоставлять необходимую информацию для средств мониторинга и его
анализа в реальном режиме времени и также моментально отображать все
обнаруженные изменения и несоответствия как исходному проекту, так и
данным об объекте, полученным после строительства («как построено»), а
также информацию, о результатах более ранних, по сравнению с текущей,
обследованиях трассы.
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ И РЕКОНСТРУКЦИИ ЕСГ
Сухарев М.Г., Рухлядко М.Г.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Формирование ЕСГ закончилось в основном к концу 80-х годов. В
90-х темпы строительства новых газопроводов резко снизились. Однако в
настоящее время ситуация изменилась. Разработана государственная программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки и распределения природного газа, на очереди реализация мегапроекта «Ямал», активно идет подготовка к сооружению морских экспортных трубопроводов.
Изменение основных потоков газа предполагает развитие территориальных систем газоснабжения, которое надо сочетать с их реконструкцией.
Для эффективного и обоснованного принятия решений на этом уровне
требуется разработка методического аппарата, помогающего систематизировать имеющуюся информацию и наиболее полно и всесторонне проанализировать проблему.
Единая система газоснабжения является уникальным технологическим комплексом, и каждый проект по ее развитию и реконструкции имеет
свои особенности, которые необходимо учесть при выборе основных технологических параметров и сопоставлении с альтернативными проектами.
Ответственность принимаемых решений, многокритериальность
рассматриваемой задачи, наличие трудно формализуемых факторов требуют системного подхода к её решению. Для сравнения вариантов развития предлагается использовать экспертный логический анализ (метод анализа иерархий) как эффективный инструмент для исследования многокритериальных задач. Процедура экспертного логического анализа имитирует
реальный процесс анализа и принятия решений компетентными лицами,
способствует более глубокому проникновению в суть проблемы и повышает компетентность экспертов.
188
Экспертный анализ рекомендуется дополнять формальным (на базе
специализированных математических моделей) сопоставлением портфеля
проектов. Каждый из рассматриваемых проектов описывается: взаимосвязью с остальными проектами, временем выполнения, затратами на реализацию по годам, ежегодными доходами, получаемыми в результате выполнения проекта.
Решение представляет собой такую комбинацию проектов и последовательность их выполнения, которые обеспечивают максимальную эффективность развития по критерию чистого дисконтированного дохода.
Оптимизационная модель сводится к линейной задаче целочисленного
программирования.
Метод реализован для выбора рациональных решений по развитию
системы газоснабжения Северо-Западного федерального округа.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ
ТРУБОПРОВОДОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ХМАО-ЮГРЫ
Завьялов В.В., Кольцов В.А.
(ОАО «НижневартовскНИПИнефть»)
На месторождениях ХМАО-Югры протяженность нефтегазосборных
трубопроводов, по которым продукция скважин перекачивается на пункты
сепарации, превышает 25 тыс. км. Большая часть из них построена из
стальных труб, что вызывает необходимость решения проблемы коррозии,
которая традиционно считается одной из основных в нефтяной промышленности.
Отмечено, что защита стальных трубопроводов ингибиторами коррозии, хотя и позволяет снизить уровни их аварийности, в долговременной
перспективе не может рассматриваться в качестве основного метода защиты. Это связано со слабым развитием сферы сервисных услуг, а также рядом субъективных причин, в основе которых лежит, так называемый, человеческий фактор.
Показано, что для формирования более высокого уровня надежности
трубопроводов необходим избирательный подход к выбору методов и
средств, предлагающихся на рынке нефтепромысловых услуг. Еще несколько лет назад казалось, что стеклопластиковые трубы могут серьезно
повлиять на снижение показателей аварийности трубопроводов. Однако
начавшееся более 15 лет назад активное внедрение стеклопластиковых
труб на ряде месторождений впоследствии затормозилось, а затем и вовсе
прекратилось из-за преждевременных отказов неметаллических трубопроводов.
Отмечено, что интегральные показатели аварийности стальных труб
из модифицированной стали 20, изготовленных по техническим условиям,
189
при длительной эксплуатации в среднем в 2 раза ниже по сравнению с трубами, изготовленными согласно ГОСТ 8731-74,8732-78. Перспективны
также трубы из низколегированных сталей с небольшими добавками хрома, например, 13ХФА. скорость язвенной коррозии которых по результатам 4-х летних испытаний в байпасной линии составила в среднем 0,7
мм/год.
На основании анализа опыта внедрения различных типов труб, в т.ч.
и стальных труб в коррозионно-стойком исполнении (массив трубопроводов более 500км на Самотлорском месторождении) сделан вывод, что в
условиях высокой обводненности стальные трубы с внутренним эпоксидным покрытием и защитой зоны сварного соединения втулкой отличаются
наибольшей надежностью в процессе их эксплуатации.
По сравнению со стеклопластиковыми трубами, стальные трубы с
внутренним эпоксидным покрытием обладают более высокой механической прочностью и способны обеспечить технический ресурс работы в течение 12-15 лет с минимальным количеством отказов, причины которых
носят некоррозионный характер. С наружной стороны трубы защищены
двухслойным покрытием на основе полиэтилена толщиной до 3 мм.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ЦЕЛЬЮ ИХ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ
Грачев В.А., Суховерхов Ю.Н., Дзиоев С.К.
(ЗАО «Дигаз», ООО «Стройгазконсалтинг»)
Необходимость прогнозирования техногенных воздействий как важного элемента управления капитальным ремонтом магистральных газопроводов (МГ) с целью обеспечения конкурентоспособности предлагаемых
организационно-технологических решений обусловлена рядом причин: постоянным возрастанием масштабов, сложности и взаимосвязей в техногенных системах, что ведет к возрастанию сложности самих объектов управления; увеличением неопределенности в знании реально существующих
техногенных воздействий по причине умышленного или случайного искажения информации; динамикой изменения политических решений, экономической ситуации в стране и юридическо-правовой базы деятельности;
изменением форм собственности и повышением ответственности собственника за результаты деятельности; моральным и физическим старением активной части производственных фондов; изменением статуса человека в техногенной системе, когда зачастую его рассматривают не как определяющий компонент, а как расходный ресурс.
В выполненном исследовании наибольший интерес представляет поисковое функционально-параметрическое оперативное и краткосрочное
190
прогнозирование влияния техногенных воздействий в реальном масштабе
времени, осуществляемое на основе данных инженерной диагностики и
интеллектуального мониторинга в процессе математического моделирования процессов капитального ремонта МГ.
Сложность решения проблемы прогнозирования влияния техногенных воздействий при строительном производстве на конкурентоспособность предлагаемых вариантов реализации порождает необходимость поэтапного рассмотрения факторов, способствующих достижению необходимого уровня конкурентоспособности, среди которых: обеспечение
надежности МГ; использование комплексного инновационного подхода к
капитальному ремонту МГ; определение приоритетности компонентов системы при субъект-объектном подходе; разработка информационной технологии инженерной диагностики МГ, включающей в себя фиксацию и
отображение техногенных воздействий; разработка математических моделей зависимостей воздействия техногенных факторов и изменения функционирования человека в системе; диагностика и применение техногенных
отходов в качестве составной части вновь производимых и применяемых
при капитальном ремонте строительных материалов.
ПОСТРОЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МАЛЫХ УТЕЧЕК
С УЧЕТОМ СВОЙСТВ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНОГО
ТРУБОПРОВОДА В ПРЕДЕЛАХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УЧАСТКА
Ковардаков А.В., Юнушев Р.Х.
(ООО «НИИ ТНН», Одинцовская региональная топливная компания)
В работе показано, что для повышения точности гидравлических
расчетов при обнаружении малых утечек, требуется построение специализированной математической модели, выраженной в дифференциальном
виде с учетом реальных свойств всех типовых элементов технологического
участка (насосов, местных сопротивлений, линейных участков трубопровода). Экспериментальная проверка разработанной математической модели показала хорошее соответствие расчетных величин снижения давления
и непосредственно регистрируемых датчиками при проведении реальных
тестовых утечек из трубопровода.
На основании разработанной модели, с использованием численного
моделирования показано, что прочих равных условиях, относительная чувствительность параметрического метода не зависит от диаметра трубопровода, но существенно зависит от длины контролируемого технологического участка, относительного положения точки утечки на участке, расхода в
трубопроводе. С учетом полученных результатов рассмотрены типовые
объекты, на которых применение параметрического метода обнаружения
191
утечек максимально эффективно, либо напротив, заведомо не эффективно
даже при наличии хороших штатных средств телеизмерений.
Полученные результаты могут использоваться для повышения эффективности параметрических и комбинированных СОУ, а также при проведении объективной экспертизы декларируемых характеристик любой
эксплуатируемой либо проектируемой параметрической (комбинированной) СОУ, либо при рассмотрении вопроса о принципиальной применимости параметрического метода обнаружения утечек в требуемых условиях.
РАЗРАБОТКА НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ
СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Воеводин И.Г., Крылов П.В., Куликова Н.В., Короленок В.А.
(ДОАО «Оргэнергогаз», ОАО «Диэкин»)
Процесс разработки и согласования нормативно-технических документов в современных условиях носит коллективный характер. Он включает в себя такие методы совместной работы, как организация публичных
обсуждений проектов документов и их отдельных положений; распределение задач между исполнителями; сбор и распространение информации в
среде участников разработки; организация и унификация документооборота и др.
Большую практическую ценность в этих условиях приобретают методы и средства, позволяющие организовать и унифицировать процесс
разработки нормативных документов, ускорить создание и согласование
документов, обеспечить максимальную полноту и согласованность содержащихся в них требований.
Основная цель разработки и применения подобных технологий – создать интегрированную среду взаимодействия членов сообщества специалистов-разработчиков, обеспечивающую свободный доступ ко всем необходимым материалам (проектам, замечаниям, комментариям, предложениям и т.п.), к информационным каналам связи между разработчиками, к информационным системам общего пользования. Использование Интернеттехнологий предоставляет принципиально новые возможности для решения задач разработки нормативно-технических документов.
Перечислим необходимые функциональные возможности систем организации коллективной разработки нормативно-технических документов:
организация хранения документов; поиск документов; поддержка различных способов организации взаимодействия пользователей системы; организация системы рабочих групп в соответствии со структурой формируемой нормативной базы; поддержка различных режимов распространения
информации; публикация уведомлений в режиме (системе) общего пользо192
вания для публичного ознакомления; регистрация всех информационных
сообщений и событий.
Целью настоящей работы является создание проблемноориентированного Web-сервера, предназначенного для организации и поддержки процедур разработки нормативных документов в строительном
производстве. При этом, реализация поискового алгоритма предусматривает возможность создания сложных поисковых выражений с использованием скобок и символов логических операций для создания корректных с
точки зрения булевой алгебры логических выражений.
АНАЛИЗ ПРИЧИН АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ
Короленок А.М., Самсонов А.Р.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Газонаполнительные станции (ГНС) являются распространенными
опасными производственными объектами, предназначенными для приема,
хранения и снабжения населения сжиженными углеводородными газами
(СУГ) - пропаном, бутаном и их смесями в баллонах, а также для поставки
газа в автоцистернах в качестве заправочного топлива автомобилей. Основными технологическими операциями, проводимыми на ГНС, являются
сливно-наливные операции, связанные с приемом и отпуском СУГ потребителям. Наличие значительных (до нескольких сотен тонн) запасов СУГ
на ГНС и высокая потенциальная опасность СУГ (СУГ легко переходит в
газовую фазу, которая при смешении с воздухом образует взрывоопасные
смеси) позволяют отнести ГНС к опасным производственным объектам,
которые могут представлять опасность не только для персонала, но и для
населения. Анализ произошедших аварий на аналогичных объектах позволяет выделить три взаимосвязанные группы причин, способствующих
возникновению и развитию аварий:
- отказы оборудования (коррозия; физический износ; механические повреждения; ошибки при проектировании и изготовлении – раковины, дефекты в сварных соединениях;
усталостные эффекты металла, не выявленные при освидетельствовании;
нарушение режимов эксплуатации – переполнение емкостей, нарушение
скорости перекачки СУГ, превышение давления); ошибки персонала
(ошибки при приеме СУГ из железнодорожных цистерн; ошибки при отпуске СУГ потребителям - наполнении автоцистерн, заправке газобаллонных автомобилей; ошибки при наполнении бытовых баллонов, их погрузке, операциях слива переполненных и отбракованных баллонов; ошибки
при отборе проб СУГ из резервуаров; ошибки при подготовке оборудования к ремонту, проведении ремонтных и профилактических работ; ошибки
при пуске и останове оборудования; ошибки при локализации аварийных
193
ситуаций); нерасчетные внешние воздействия природного и техногенного
характера (штормовые ветра и ураганы, снежные заносы, ливневые дожди,
грозовые разряды, механические повреждения, диверсии). В качестве типовых сценариев возможных аварий рассматривались: взрыв в резервуаре; взрыв бытового баллона; разгерметизация насоса.
СОВРЕМЕННОЕ НОРМАТИВНОЕ И МЕТОДИЧЕСКОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОТ ПО ДИАГНОСТИКЕ И ЭКСПЕРТИЗЕ
ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ КС
Егоров С.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Прошло 10 лет со дня утверждения «Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного
оборудования
компрессорных
станций
РАО
«ГАЗПРОМ». За это время отраслевая система диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций (ОСДО)
была не только создана, но и интенсивно развивалась, решая новые задачи
контроля безопасности и диагностики оборудования КС (периодический и
автоматизированный мониторинг, углубленные диагностические обследования, экспертиза безопасности и продление ресурса и т.д.) и охватывая
новые виды оборудования (технологические аппараты, газоперекачивающие агрегаты, сложные элементы трубопроводных обвязок и т.п.). Наступило время оглянуться назад, что бы подъитожив достигнутое наметить
новые пути развития системы ОСДО. Функционирование созданной ОСДО
показало, что ее основой являются четыре основных составляющих (организационное, кадровое, методическое и программно-аппаратное обеспечение).
За время функционирования ОСДО было создано более 50 нормативно-технических и методических документов, обеспечивающих надежное и легитимное диагностическое обслуживание оборудования КС, контроль и экспертизу его безопасной эксплуатации. Вместе с тем, необходимо признать, что эти документы создавались в оперативном порядке для
обеспечения локальных, оперативно поставленных задач ОСДО. К настоящему времени нормативная и методическая база ОСДО представляет собой набор слабоструктурированных документов, к тому же не отвечающих
современным требованиям системы стандартизации в ОАО «Газпром».
Кроме того, действуют еще около 100 технических документов государственных, отраслевых и межотраслевых также используемых при реализации системы ОСДО. Таким образом, для постановки задач методического
обеспечения на этапе развития ОСДО необходимо:
194
 разработать систему структуризации и собственно структуру НТД,
имея в виду задачи развития ОСДО;
 определить место в этой структуре разработанных НТД, определить
требования к их доработке/переработке в связи с новой системой
стандартизации в ОАО «Газпром»;
 определить необходимость разработки новой НТД, имея в виду задачи развития ОСДО.
СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Лежнев М.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Железобетонные резервуары в процессе длительной эксплуатации
подвергаются воздействию сложных по своему характеру нагрузок, температурно-влажностных деформаций, агрессивной среды, других внешних и
внутренних по отношению к конструкции факторов.
Основой системы мониторинга данных инженерных сооружений является метод непосредственной диагностики. Этот метод дает возможность
установить признаки функциональных нарушений всей системы сооружения или повреждений ее отдельных элементов, что рассматривается в качестве первого шага при принятии решений и выборе плана целесообразных
мероприятий.
Оптимальность плана мероприятий основывается на ожидаемых расходах, включая стоимость обследований, контроля за состоянием, профилактики или замены частей сооружения, частичного ремонта непригодных
для эксплуатации элементов конструкции.
Оптимальная методология оценки контроля, ремонта и поддержания в исправном состоянии сооружений и его частей развивается на основе сочетаний
упрощенных стохастических моделей с экспертными оценками, так как не представляется пока возможным сформулировать весь опыт экспертирования в математических терминах.
Автором разработана блок-схема системы мониторинга железобетонных резервуаров, находящихся в эксплуатации, для расчета и анализа
конструкций методами теоретической диагностики на основе системного подхода.
Мониторинг рассматривается как автоматическое периодическое измерение параметров окружающей среды, а также других параметров железобетонных резервуаров.
195
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОКРЫТИЯ ИЗ АЛЮМИНИЯ ДЛЯ
ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО РЕЗЕРВУАРА
ОБЪЕМОМ 20000М3
Семенов А.А., Порываев И.А., Сафиуллин М.Н.
(УГНТУ)
Производителями резервуаров разработаны и в настоящее время используются сферические односетчатые покрытия резервуаров. Здесь следует отметить покрытия производства фирм «Интерфлоут АГ» [1], Conservatek [2], ЗАО Нефтемонтаждиагностика [3]. К недостаткам таких конструктивных решений относятся необходимость трудоемкой поэлементной
сборки покрытия в условиях строительной площадки, а также индивидуального изготовления листов обшивки.
Алюминий обладает многими достоинствами, применительно к производству резервуаров наиболее важными являются следующие: индустриальность изготовления, значительная коррозионная стойкость и
надежность в эксплуатации, алюминиевые конструкции наиболее легки.
Отличительной особенностью алюминиевых конструкций является высокая отражательная способность полированной поверхности, антимагнитность, нетоксичность, а также неспособность к образованию искр при ударах [4]. К недостаткам относится пониженная прочность, жесткость и высокая стоимость по сравнению со сталью.
Диаметр резервуара объемом 20000 м3 составляет 39,9 м, высота – 18
м. При принятии проектных решений были учтены требования новых нормативных актов: ГОСТ [5], СНиП «Нагрузки и воздействия» [6], а также
руководящий документ [7].
В актуализированном издании СНиП «Нагрузки и воздействия» [6]
впервые представлены новые схемы снеговых нагрузок и выражения для
получения коэффициента µ. Вместо раннее использовавшейся для вычисления снеговых нагрузок на купольные покрытия схемы Б.2 «Здания со
сводчатыми и близкими к ним по очертанию покрытиями», теперь предлагаются новые схемы Б.13 «Здания с купольными и близкими к ним по
очертанию покрытиями» и Б.14 «Здания с коническими круговыми покрытиями».
Нами предложено использовать конструктивную схему с радиальными решетчатыми ребрами. Такой выбор обеспечивает индустриальность
строительного производства и уменьшение трудоемкости изготовления и
монтажа. Пояса ферм имеют тавровое сечение для обеспечения герметичности покрытия.
Поиск оптимального варианта производился путем изменения геометрических параметров (высота подъема купола, высота ферм), расположения конструкций (число ферм, количество опорных колец) в рекомендо196
ванных пределах [7, п. 5.3]. Для оценки эффективности того или иного решения используется показатель величины относительной удельной массы
алюминиевых конструкций (отношение массы покрытия к перекрываемой
им площади). Нормами рекомендуется придерживаться 15-21 кг/м2. В
настоящее время достигнут результат в 15 кг/м2 для III снегового района
(расчетное снеговое давление 320 кг/м2).
Список источников:
1.
http://interflote.ru/;
2.
http://www.conservatek.com/;
3.
http://www.nmdcomp.ru/;
4.
Металлические конструкции: Спец. курс: Учеб. пособие для
вузов/Е. И. Беленя, Н.Н. Стрелецкий, Г.С. Веденников и др.; Под ред. Е.И.
Беленя – 3-е изд.;
5.
ГОСТ Р 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические
стальные для нефти и нефтепродуктов;
6.
СТО 36554501-015-2008 Нагрузки и воздействия; Стандарт организации ФГУП НИЦ «Строительство»;
7.
Нормы проектирования купольных крыш и понтонов из алюминиевых сплавов для вертикальных стальных и ж/б резервуаров, правила
их эксплуатации, 2004 г.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ЕМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО
ПАРКА МОРСКОГО НЕФТЕНАЛИВНОГО ТЕРМИНАЛА ПРИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ
Хриченко Д.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Особенность работы нефтеналивного терминала при перевалке
нефти морским транспортом заключается в необходимости обеспечения
совместной работы порта и магистрального нефтепровода. Погрузка судов
на причалах носит дискретный характер, в то время как магистральный
нефтепровод, по которому нефть поступает к терминалу, работает непрерывно. Совместная работа магистрального нефтепровода и порта достигается за счет резервуарного парка.
На объем резервуарного парка оказывают влияние следующие факторы: годовой объем перевалки нефти; объем танкерной партии; задержки
прихода судов в порт; нормативное время обработки судна на причале; задержки в процессе оформления документов в порту; погодные условия (в
особенности, число дней непрерывной непогоды); плановые и аварийные
остановки магистрального нефтепровода и необходимость накопления
нефти в резервуарном парке для компенсации этих остановок.
197
К сожалению, в настоящее время в России не существует надежной
методики расчета такого значимого параметра системы, как емкость резервуарного парка, необходимого для обеспечения заданного грузооборота, с
учетом взаимного влияния прочих параметров системы. Нормативный документ по технологическому проектированию предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) рекомендует определять потребную емкость резервуарного парка по графикам поступления и отгрузки, но для
терминалов вновь строящихся трубопроводных систем (например, таких
как Трансбалканский нефтепровод «Бургас-Александруполис») этот способ не представляется возможным, ввиду отсутствия статистических данных на момент проектирования. Существующие же для технологического
проектирования методы расчета емкости резервуарного парка по простым
формулам имеют физические противоречия и дают сильно завышенные
результаты.
Задача технологического проектирования нефтяного терминала сводится к определению оптимальной (с технической и экономической точек
зрения) комбинации характеристик магистрального нефтепровода, резервуарного парка и причалов, обеспечивающей заданный годовой объем перевалки нефти терминалом. Поэтому используемые для этой цели математические формулы или диаграммы должны включать все три основные параметра системы: производительность магистрального нефтепровода, объем резервуарного парка и пропускную способность технологических трубопроводов с причалами.
РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ БАЗ СЖИЖЕННОГО ГАЗА
Сапожников Д.Е.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
По данным Института финансовых исследований за 2009г, Россия
занимает одно из лидирующих мест в мире по количеству сжигания природного и попутного газа на факелах, уступая по этому показателю лишь
некоторым экономически слаборазвитым африканским республикам. Это
ведет к значительным экономическим потерям и оказывает отрицательное
воздействие на окружающую среду.
Несмотря на значительные запасы газа в РФ, до сих пор около 70%
населения сельской местности и около 40% населения городов не имеют
возможности использовать сетевой природный газ.
Одним из вариантов решения проблемы газификации городов и
сельской местности является формирование сети баз, обеспечивающих потребителей сжиженным газом, причем как в виде традиционной смеси
пропан-бутана, так и - там, где это экономически целесообразно - сжиженным природным или попутным газом. Сжиженный газ может быть реали198
зован в коммунально-бытовом секторе, может применяться для выработки
электроэнергии, а также использоваться в качестве экологически чистого
моторного топлива при соответствующем переоборудовании автотранспортного средства. Широкое применение сжиженного газа обеспечивает
надежный спрос на данный ресурс, а также дает возможность перераспределения поставок между потребителями в зависимости от экономической
ситуации в регионе.
Для решения задачи оптимального размещения баз сжиженного газа
необходимо располагать подробной информацией о расположении предполагаемых потребителей, их потребности в данном виде топлива, а также
некоторых экономических показателях региона. Помимо этого, следует
изучить основные транспортные потоки в данном регионе и оценить возможности ближайших источников производства сжиженного газа. На основании технико-экономического анализа вышеперечисленных факторов с
учетом динамики изменения потребления сжиженного газа в рассматриваемом районе делаются выводы о рациональном размещении баз.
Также при достаточной полноте информации о рассматриваемом регионе может быть рассмотрена задача размещения автомобильных газонаполнительных компрессорных станций и «прикрепления» их к соответствующим базам СГ.
При помощи компьютерных технологий представляется возможным
выявить наилучшие варианты размещения баз и рассмотреть зависимость
их экономического эффекта от основных показателей региона.
АНАЛИЗ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИИ
С ПРЕКРАЩЕНИЕМ ПОДАЧИ ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЮ
Балкин А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В работе предлагается модель для анализа риска возникновения аварии, такого участка магистрального газопровода или газопровода-отвода,
возникновение аварии на котором приведет к прекращению подачи газа
крупным промышленным потребителям и населению.
Развитие выбранного сценария аварии может привести к возникновению чрезвычайной ситуации (ЧС) с последствиями до уровня территориальной ЧС по числу людей с нарушенными жизненными условиями, в
зависимости от фактической производительности газопровода-отвода и
объема газа, идущего на обеспечение работы теплоэлектростанций, котельных и населения.
При аварии на магистральном газопроводе, к которому подключен
газопровод-отвод, не имеющий альтернативного подключения к другому
магистральному газопроводу, возможно развитие таких негативных по199
следствий как прекращение подачи газа потребителю. Возникающие при
этом последствия зачастую не учитываются при анализе риска, хотя имеют
лавинообразные последствия, особенно при аварии в зимний период. Учитывая, что многие котельные и электростанции работают на природном газе, прекращение его подачи может привести к перебоям в энергоснабжении и к авариям на теплотрассах. Необходимые силы и средства могут оказаться просто не готовы к оперативной и эффективной ликвидации ЧС.
Необходимо также учитывать, что для возобновления подачи газа населению газораспределительной организации потребуется достаточно много
времени.
Для оценки последствий моделируемой ситуации требуется провести
анализ возможных аварийных ситуаций в составе планов локализации и
ликвидации аварийных ситуаций на объектах жилищно-коммунального
хозяйства.
СПОСОБЫ БАЛЛАСТИРОВКИ ТРУБОПРОВОДА ПРИ УКЛАДКЕ
ЕГО НА ПЕРЕХОДАХ ННБ
Джиоев Т.Г.
(ОАО «Гипротрубопровод»)
Наиболее распространенными методами бестраншейной прокладки
инженерных коммуникаций являются горизонтальная проходка в грунтах
и протаскивание трубопроводов.
Сущность метода наклонно-направленного бурения состоит в использовании специальных буровых станков (буров, штанг), которые осуществляют предварительное (пилотное) бурение по заранее рассчитанной
траектории с последующим расширением скважины (с помощью набора
расширителей и буровых головок, которые могут омываться буровым раствором) и протаскиванием в образовавшуюся полость трубопровода.
В компании ОАО «АК Транснефть» используются следующие методы балластировки трубопроводов с использованием наклоннонаправленного бурения:
1.
метод балластировки с заполнением воды в свободную полость
дюкера;
2.
метод балластировки дюкера с заполнением водой внутреннего
трубопровода;
3.
балластировка трубопровода с размещением пригрузов во
внутренней полости трубопровода;
Важное значение при протаскивании дюкера имеет состав компоновки. В процессе производства работ по протаскиванию трубопроводов методом ННБ применяются в основном две технологические оснастки:
1.
C использованием шарнирного оголовника;
200
2.
С использованием сцепного устройства;
Наибольшее применение получила компоновка с направляющей, переходной секцией оголовника, имеющая шарнирное соединение с протаскиваемым трубопроводом
Недостатки конструкции соединения с протаскиваемым трубопроводом посредством сцепки:
-отсутствие направляющей секции, что повышает опасность риска
расклинивания между расширителем и трубопроводом при наличии в
грунтах крупнообломочных включений или повышенной кавернозности
ствола скважины.
Равномерное балластирование протаскиваемого в скважину дюкера
возможно c использованием внутреннего трубопровода. При этом должно
соблюдаться условие равенства расчетного пригруза для балластировки на
нулевую плавучесть и веса внутреннего трубопровода заполненного водой
равного длине дюкера.
Вывод:
1.
предложенная конструкция оголовника с заполнением балластировочного трубопровода со стороны буровой установки позволит повысить управляемость балластировкой и снизит затраты на обустройство, содержание дополнительного водозаборного узла и дополнительной линии
подачи воды для балластировки.
2.
равномерная балластировка с заполнением водой внутреннего
трубопровода снизит опасность технологического риска при протаскивании к минимуму.
3.
снижение тягового усилия при протаскивании трубопровода
путем совершенствования балластировки, приближения к нулевой плавучести, позволит на 30-40% увеличить протяженность проектируемых переходов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК
Челинцев Н.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время на отечественных нефте- и нефтепродуктопроводах используются противотурбулентные присадки. Они позволяют увеличивать их пропускную способность на 50-60% без изменения конструкции
трубопроводов. Сложившаяся практика показывает, что эти добавки выбираются по результатам опытно - промышленных транспортировок. Как
правило, эти испытания носят сравнительный характер, так как в них
участвуют присадки разных производителей. Их проведение связано с
большими затратами времени и материальных средств.
201
В докладе приведены результаты сравнения лабораторных исследований слабых растворов суспензионной присадки FLO XL с помощью турбореометра с вращающимся диском и итогов перекачки нефти с этой добавкой по перегону «Индер – Большой Чаган» горячего магистральном
нефтепровода «Атырау - Самара».
При обработке данных по снижению турбулентного сопротивления
была использована линейная корреляция, которая графически соответствует прямой в координатах C/DR; С:
C/DR =A+C/DRmax
(1)
где А – эмпирический коэффициент; DR и DRmax – эффективность и
максимальная эффективность присадки соответственно, в долях един.; С –
концентрация присадки, в долях един
Установлено, что максимальная эффективность присадки является
величиной, независимой от способа получения опытных данных (DRmax≈
63%). Значения коэффициента А различаются и зависят от формы проточной части применяемого оборудования (рис.1).
Таким образом, использование дискового реометра позволяет найти
величины максимальной эффективности противотурбулентных присадок и
тем самым открывается возможность существенно упростить процедуру
выбора добавки для промышленного применения на магистральных трубопроводах для жидких углеводородов.
Трубопровод
Реометр
0,00050
0,00045
Отношение концентрации к эффективности
0,00040
0,00035
0,00030
0,00025
0,00020
0,00015
0,00010
0,00005
0,00000
0,000
0,002
0,004
0,006
0,008
0,010
0,012
0,014
Концентрация присадки, % масс.
Рис. 1. Зависимость C/DR от концентрации присадки С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ БИПЛАСТМАССОВЫХ И
МЕТАЛОПЛАСТОВЫХ ТРУБ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕСУЩЕЙ
СПОСОБНОСТИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Ганзиков А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время при сооружении и реконструкции распределительных систем газоснабжения и газопотребления все большее значение
приобретают полиэтиленовые газопроводы.
202
Для полиэтиленовых газопроводов повышение рабочего давления с
1,2 МПа до 2,0…2,5 МПа позволит вдвое повысить их пропускную способность без изменения диаметра трубы. С другой стороны, при равной
производительности - использовать трубы меньшего диаметра, что значительно упрощает и удешевляет строительство газопровода.
Уже сегодня активно прорабатывается вопрос о возможности повышения давления в межпоселковых распределительных газопроводах при
одновременном уменьшении их диаметра, что позволит снизить затраты на
строительство и эксплуатацию. С целью повышения несущей способности
полиэтиленовых газопроводов и, как следствие этого, повышения в них
рабочего давления до 2,5 МПа к настоящему времени разработаны новые
типы так называемых комбинированных труб на основе полиэтилена с использованием сочетания в них различных материалов. Это бипластмассовые трубы, представляющие собой тонкостенные полиэтиленовые трубы,
упрочненные формированием наружной стеклопластиковой оболочки и
металлопластовые трубы, представляющие собой полиэтиленовые трубы,
монолитная стенка которых армирована сварным проволочным каркасом с
разработанными для них равнопрочными с телом трубы соединениями.
Производство таких труб освоено в настоящее время отечественной промышленностью и они успешно прошли апробацию в условиях нефтегазопромыслов. К настоящему времени смонтировано и успешно эксплуатируется в системах нефтегазосбора в общей сложности около тысячи километров трубопроводов из бипластмассовых и металопластовых труб.
Однако необходимо учитывать критерии безопасности в течение
всего срока эксплуатации трубопровода, что достигается благодаря применению труб из новых марок полиэтилена. Появившиеся на отечественном
рынке трубы из ПЭ 100 с SDR 9 дают возможность эксплуатировать газопроводы с рабочим давлением уже до 1,2 МПа и двукратным коэффициентом запаса прочности, позволяющим полностью компенсировать дополнительные напряжения в трубах, возникающие от перепада температур, давления и подвижек грунта, влияние небольших поверхностных дефектов.
Реальная безопасность полиэтиленовых труб обусловлена не только запасом прочности, но и совокупностью трех ключевых параметров: минимальной длительной прочности (MRS), стойкости к медленному растрескиванию и стойкости к быстрому растрескиванию. Последний фактор тем
важнее, чем больше вероятность внешних повреждений, чем ниже качество сварных швов и чем суровее условия эксплуатации (особенно опасны
низкие температуры).
203
ТРАНСПОРТ КОНДЕНСАТА ОХЛАЖДЕННОГО ДО
ТЕМПЕРАТУРЫ ГРУНТА В ЗОНЕ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ
Босюк О.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Сооружение и эксплуатация конденсатопроводов в северных районах Западной Сибири представляют значительную сложность. Одним из
основных вопросов, существенно влияющих на технико-экономические
показатели транспортировки конденсата, является способ прокладки трубопровода. Обычная подземная прокладка конденсатопровода имеет существенные преимущества перед остальными способами. Однако ее применение в зонах с неустойчивыми вечномерзлыми грунтами требует решения
ряда сложных, технических задач, связанных с защитой мерзлоты от растепления и обеспечением устойчивости трубопровода.
Исследования, проведенные в этом направлении, а так же моделирование режимов работы конденсатопроводов показали, что наиболее эффективным и практически осуществимым способом решения поставленной задачи, является охлаждение конденсата до температуры грунта. В этом случае представляется возможным использовать традиционный способ подземной прокладки конденсатопроводов, а так же исключить возрастание
давления на начальных участках действующих трубопроводов в северных
районах страны.
Графики сезонного промерзания грунта и анализ статистических
данных по аварийности конденсатопровода, показывают, что для исключения повышения давления на начальном участке трассы (участок до 40 км)
необходимо поддерживать температуру конденсата в магистрали на уровне
минус 1-5,6°С в период максимального промерзания грунта (период максимальной аварийности трубопровода).
Анализ статистических данных по температуре наружного воздуха в
районах распространения вечной, мерзлоты показывает, что в течение 5-6
месяцев охлаждение газа до температуры минус 1-5,6°С может осуществляться за счет холода окружающей среды с помощью ABО. В остальные 67 месяцев необходимо использовать холодильные машины.
Проведенный анализ различных схем охлаждения транспортируемого продукта показал, что для охлаждения конденсата, транспортируемого
по подземному трубопроводу в зоне вечной мерзлоты, могут быть рекомендованы только установки парокомпрессионного типа.
Охлаждение конденсата до температуры грунта является не только
мерой предотвращения роста давления на начальном участке, но и по данным является технологически необходимым и экономически обоснован-
204
ным мероприятием для конденсатопроводов, сооружаемых в условиях
Крайнего Севера на участках с вечномерзлыми грунтами.
ПРОБЛЕМА РАЗВИТИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В
ГАЗОНЕФТЯНОМ КОМПЛЕКСЕ
Микаэлян Э.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В газовой отрасли кроме традиционных компрессорных станций
(КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), КС подземных хранилищ
газа появляются новые области применения компрессорно-энергетических
технологий: береговые КС для морских газопроводов с повышенным давлением сжатия газа и увеличенной мощностью агрегатов, морские платформы, заводы сжижения газа, утилизация и использование низконапорного попутного и вакуумного газа нефтегазоконденсатных промыслов, передвижные установки.
Технико-экономическое обоснование применения типов привода к
газоперекачивающим агрегатам в выше приведенных областях и разработка новых мегапроектов ОАО «Газпром» свидетельствует об эффективности применения газотурбинного привода на отмеченных объектах отрасли.
Область применения таких агрегатов преимущественно в специфических, суровых, труднодоступных условиях предъявляет повышенные
требования эксплуатационной пригодности, снижения затрат в условиях
эксплуатации.
Анализ особенностей конструкции, технических условий изготовления и опыта эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов
на объектах ОАО «Газпром» на основе проведенных исследований позволяет предъявить ряд требований к агрегатам для совершенствования эксплуатационной пригодности, повышения надежности и эффективности в
условиях эксплуатации.
Модульность конструкции должна обеспечить быструю и несложную сборку, разборку агрегата на ряд модулей, предварительно сбалансированных и имеющие ресурсы приблизительно на одном уровне
Пути повышения работоспособности подшипников ГГПА связаны с
заменой минеральных масел на синтетические масла. Их дороговизна
оправдывается многочисленными преимуществами на основании данных
зарубежных источников.
Следует предложить более совершенную систему очистки проточной
части осевого компрессора ГГПА с размерами механических примесей хотя бы не превышающих 10 мкм на основании механизма образования загрязнений.
205
Анализ нагрузочных характеристик ГГПА позволяет определить ряд
требований для совершенствования эксплуатационной пригодности.
Наиболее приемлемыми являются невысокие значения напорных и частотных характеристик, адекватных условиям докритического режима истечения в проточной части лопаточных машин.
РАЗВИТИЕ КОМПРЕССОРНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
НА ПРОМЫСЛАХ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В УСЛОВИЯХ
ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ
Микаэлян Э.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
На промысловых дожимных компрессорных станциях (ДКС) могут использоваться самостоятельно различные типы компрессоров: поршневые,
центробежные, винтовые, во многих случаях также в совместной работе и
различные типы компрессоров.
Наиболее трудные условия работы ДКС наступают в период низких
давлений в пласте, ниже 2 МПа.
Для повышения газоотдачи месторождений перед газовой отраслью
встала задача существенного уменьшения среднего пластового давления,
путем использования на газовых и газоконденсатных промыслах более эффективных компрессорных агрегатов.
Известные достоинства винтовых компрессорных машин (ВКМ), такие как надежность, быстроходность, достаточно большое одноступенчатое
давление (для сухого сжатия - 3), отсутствие функциональной связи
между числом оборотов компрессора и его степенью сжатия, равномерность подачи, полная уравновешенность роторов, большой моторесурс,
возможность компримирования загрязненных газов, низкие эксплуатационные расходы в сочетании с эффективным силовым приводом (авиадвигатель), позволяют решить технико-экономическую задачу создания транспортабельных, блочно-комплектных ГПА для промысловых ДКС в условиях сравнительно низких давлений на приёме (0,1-1,0 МПа).
Компоновка промысловых ДКС агрегатами с ВКМ на первой ступени
сжатия газа в сочетании с другими типами компрессоров высокого давления позволяет: увеличить коэффициент газоотдачи месторождений и тем
самым повысить эффективность работы основного технологического оборудования газового промысла - скважин, газопроводов, центробежных
ГПА ДКС, установок комплексной подготовки газа на завершающем этапе
разработки залежей; уменьшить время извлечения таза из залежей; увеличить загрузку систем дальнего транспорта путем подачи в газопровод
дополнительных объемов газа.
206
На завершающей стадии разработки целесообразно иметь передвижные компрессоры, при помощи которых можно не только увеличить текущий отбор газа и коэффициент конечной газоотдачи, но и повысить коэффициент использования мощности стационарных компрессорных станций. В перспективе возможна вакуумная эксплуатация газовых месторождений, у которых значительные остаточные запасы газа в пласте даже
при давлении, близком к атмосферному.
КИНЕТИКА МЕХАНОХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ ТРУБНЫХ
СТАЛЕЙ В КОРРОЗИОННЫХ СРЕДАХ ПОД ДЕЙСТВИЕМ
МЕХАНИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ
Шутов В.Е., Володченкова О.Ю.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Большое значение имеет физическая неоднородность (гетерогенность) стали на внутренней и наружной поверхностях труб, а также загрязненность металла труб неметаллическими включениями. Пластинчатые
(вытянутые) неметаллические включения способствуют значительному
повышению хрупкости стали, сдвигая порог хладноломкости в область положительных температур.
Микронадрывы не всегда раскрываются в процессе относительно
кратковременных гидравлических испытаний готовых труб или участков
сооружаемых трубопроводов. В процессе длительной эксплуатации (через
несколько лет) эти дефекты под влиянием коррозии постепенно развиваются в трещины. Так как экспандированный металл не обладает достаточным сопротивлением распространению трещин, то в какой-то момент времени трещина распространяется на всю толщину стенки трубы, что и приводит к разрыву тела трубы.
Разрушение магистральных нефтепроводов от коррозии обычно связаны с внешней коррозией, так как нефть и нефтепродукты не являются
агрессивными с точки зрения коррозии. Однако, на изогнутых в вертикальной плоскости и в самых низинных участках трассы магистрального
нефтепровода под слоем перекачиваемого нефтепродукта очень часто в течение длительного времени могут скапливаться коррозионно-активные
линзы воды с растворенными в ней хлористыми солями, которые обычно
образуются в результате стекания воды в самую низкую область оболочки
после гидравлического испытания её на прочность и герметичность,
очистки внутренней полости и продувки.
Кроме того, внутренняя поверхность трубопровода подвергается
действию коррозионно-активных агентов нефти с остатками пластовой
воды, газоконденсата и газа. Этими агентами являются сера и ее соединения (сероводород и меркаптаны), хлориды кальция, магния, натрия,
207
органические кислоты, углекислый газ и др. Как показали лабораторные
исследования, даже подготовленная к транспортировке нефть при взаимодействии с поверхностью деформируемой трубной стали становится
агрессивной и снижает выдерживаемое число циклов нагрузки до разрушения, т. е. циклическую долговечность.
Что касается магистральных газопроводов, то они по сравнению с
магистральными нефтепроводами еще в большей степени подвержены
коррозионному растрескиванию под напряжением.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМЫ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Ревазов А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Системы трубопроводного транспорта относятся к территориальнораспределительным техническим системам. Структура данных систем модельно представляет собой взвешенные графы сетевого типа, по которым
из одних узлов в другие текут определенные потоки.
Такая система может быть полностью работоспособной, но, тем не
менее, не обеспечивать соответствующим видом энергии всех потребителей. В этом случае приходится говорить о надежности системы, работающей в условиях неопределенности. Кроме того, для таких систем, в силу их
большой разветвленности и большого числа независимых потребителей,
практически невозможно сформировать критерий отказа: полного отказа
системы трубопроводного транспорта еще никогда не происходило, но в то
же время они постоянно находятся в состоянии частичной потери полной
работоспособности. Эффективность функционирования таких систем и их
надежность определяется техническим состоянием по отношению к различному уровню частичных отказов.
Для многих систем трубопроводного транспорта важным вопросом
является обеспечение устойчивости функционирования при возникновении локальных возмущений и обеспечение их живучести, т. е. сохранение
работоспособности после возникновения стихийных или преднамеренных
возмущений, приводящих к крупномасштабным последствиям.
Наконец, системы трубопроводного транспорта должны обеспечивать безопасность своего функционирования. Здесь нужно иметь в виду не
только недопустимость больших выбросов в атмосферу или в водные бассейны ядовитых веществ во время аварий. Не менее важно, чтобы в режиме полной работоспособности не превышался уровень предельно допустимой концентрации практически неизбежного загрязнения окружающей
среды.
208
АНАЛИЗ РИСКА НАСОСНОГО БЛОКА В ЦЕЛЯХ РАЗРАБОТКИ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ
Французова А.Д.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Возможными видами аварий при эксплуатации насосного блока являются утечка нефти, пожар пролива или пожар в насосном блоке, а также
взрыв ТВС в помещении насосного блока. При этом источниками отказов
и аварий являются насосы с трубопроводами обвязки и электродвигатели.
Статистика показывает, что наиболее часто встречающимися видами
отказов насосов являются утечки вследствие разгерметизации – 28 %, из
них утечки через сальники составляют 13,03 %, через клапаны – 3,88 %,
через трубопровод – 3,2 %.
Результаты анализа риска свидетельствуют, что основную опасность
при эксплуатации насосного блока представляет утечка нефти. Вероятности воспламенения нефти и взрыва ТВС относительно малы. С учетом полученных результатов, а также данных АВПКО, разработаны рекомендации, направленные, прежде всего, на предупреждение утечек:

Техническое
обслуживание
(ТО)
и
плановопредупредительный ремонт (ППР) оборудования (насоса, запорной арматуры, системы автоматической и вытяжной вентиляции, электрической
проводки и др.);

Контроль за исправностью датчиков (ЭКМ, газоанализатора,
уровнемера, датчика температуры подшипников), системы автоматической
и вытяжной вентиляции;

Периодическая поверка датчиков;

Контроль за состоянием фланцевых соединений, сальников,
фильтров (своевременная замена);

Диагностика толщины стенок насоса;

Контроль за подачей электроэнергии;

Использование автоматической запорной арматуры с дистанционным управлением;

Использование первичных средств пожаротушения;

Установка сигнализации/автоматической блокировки по показаниям манометра, газоанализатора, датчика температуры;

Установка сосуда для сбора мелких утечек через сальниковые
уплотнители;

Установка источника бесперебойного питания;

Изоляция от потенциальных источников зажигания;

Обучение и проверка знаний персонала.
209
КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ СОРБЕНТОВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ
АВАРИЙНОГО РАЗЛИВА НЕФТИ С ПОВЕРХНОСТИ ВОДЫ
Дудоладов И.Ю.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Под потенциальным источником аварийного разлива нефти понимается любая система (хранения, переработки и/или транспортировки)
содержащая нефть, при разгерметизации которой возможно загрязнение
окружающей среды, нанесение ущерба населению и живым организмам.
Наиболее тяжелые последствия имеют аварийные разливы, связанные с попаданием нефти в водоемы (реки, озера и т д.). Для ликвидации,
образовавшейся на поверхности воды, нефтяной пленки актуально применение сорбентов.
По принципу действия все сорбенты можно разделить на две основные группы:
адсорбенты - это материалы, для которых характерен процесс поглощения, или «связывания» нефти путем физической, поверхностной
адсорбции.
абсорбенты - это материалы, для которых характерен диффузионный процесс поглощения нефти и нефтепродуктов всем своим объемом.
При выборе сорбента для ликвидации разлива нефти с поверхности
воды необходимо учитывать следующие показатели:
 экологическую безвредность;
 сорбирующую способность;
 плавучесть;
 диапазон рабочих температур;
 гидрофобность;
 скорость поглощения нефти;
 способы нанесения;
 способы утилизации без нанесения вреда окружающей природной
среде.
Предлагается методика выбора сорбента для сбора нефти с поверхности воды, применение которой на практике будут способствовать скорейшей локализации пятен во избежание дальнейшего увеличения площади загрязнения аварийного разлива.
210
ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ
ТРУБОПРОВОДОВ.
Ерченков В.В., Крылов Е.А.
( РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Основным видом антикоррозионной защиты трубопроводов в России
за последние 10 – 12 лет стала изоляция труб полимерными материалами в
заводских условиях.
В советский период основными видами изоляции была изоляция
лентами холодного нанесения и битумными покрытиями, свойства которых широко исследовались многочисленными организациями.
В постсоветский период, когда заводская изоляция труб стала основным видом антикоррозионной защиты трубопроводов, возможности исследования ее особенностей оказались крайне ограниченными.
Появившиеся в последние годы работы по оценке долговечности
изоляционных покрытий имеют общий характер, тогда как при рассмотрении конкретно даже заводской изоляции необходимо отдельно рассматривать ее двух- или трехслойный вариант.
Под долговечностью покрытия следует понимать способность
обеспечения им функции, исключающей начало протекания коррозионного
процесса на защищаемой поверхности.
Главным при оценке долговечности покрытия является выбор параметра, от которого будет зависеть скорость развития коррозионного процесса на трубе. Таким параметром может быть естественное разрушение
полимерного покрытия или потеря им адгезии с защищаемой поверхностью.
Квалифицированный выбор полимерных материалов, конструкция
заводского изоляционного покрытия сводят к минимуму возможность
естественного разрушения полимерного покрытия. Однако, исключить
фильтруемость агрессивных сред через покрытие и воздействие их на адгезионные связи невозможно. Скорость разрушения адгезионных связей
будет определяться их химическим взаимодействием с агрессивными агентами, в первую очередь с водой и кислородом, проникающими через покрытие.
Оценка долговечности покрытий на основе лабораторных испытаний
не может дать полноценной картины из-за исключительного многообразия
факторов действующих на протяжении трассы трубопровода.
В лабораторных условиях возможен только выбор лучшего из существующих на данный момент материалов покрытий по ограниченному
числу воздействующих факторов, не отражающих их реального многообразия.
211
В связи с этим необходимо вернуться к научно обоснованной системе стандартизации, базирующейся в том числе на лучших образцах зарубежных стандартов по заводской изоляции труб.
ПРЕИМУЩЕСТВА КАТОДНОЙ ЗАШИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ ИМПУЛЬСНЫМИ ТОКАМИ
Сулимина Е.Ю.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В современных условиях альтернативной традиционным крупногабаритным станциям катодной защиты могут оказаться компактные устройства защиты от коррозии импульсными токами, питающихся от сетевых
или автономных источников электроэнергии малой мощности.
Многолетние теоретические исследования и практические решения
позволили разработать и создать устройства катодной защиты подземных
металлических сооружений с использованием импульсных токов.
Лабораторные и производственные испытания опытных образцов сетевых установок катодной защиты (СКЗ-И) проводились для магистральной теплотрассы в микрорайоне Химки-Ховрино ЦТП №20 и ЦТП в районе Марьино. Промышленные испытания автономных станций (СКЗ-ИА)
для защиты от коррозии газопровода осуществлялись на объектах ООО
«Газпром трансгаз Екатеринбург», и также подтвердили положительный
эффект. Таким образом, использование устройства защиты от коррозии
импульсными токами обладает преимуществом по сравнению с классической схемой катодной защиты по следующим показателям:
- снижение потребления электроэнергии в несколько раз;
- снижение воздействия на посторонние конструкции, находящиеся в
контуре между трубой и анодным заземлением;
- увеличение диапазона действия катодной защиты и улучшение защиты удаленной линейной части с поврежденной изоляцией;
- достижение перераспределения тока после воздействия импульсного
тока большой амплитуды, что обеспечивает более равномерное распределение защитного потенциала, как по длине, так и по диаметру
трубопровода;
- значительное снижение образования водорода в зоне дренажа тока и
как результат уменьшение вероятности отслаивания изоляционного
покрытия;
- снижение вероятности зарождения стресс-коррозионных процессов;
- снижение скорости растворения анодного заземлителя, в результате
чего увеличивается ресурс работы установки катодной зашиты.
Применение способа катодной защиты импульсными токами является перспективным направлением в области защиты от коррозии маги212
стральных газопроводов. Создание экономичных высоконадежных станций катодной защиты, работающих в импульсном инфранизкочастотном
диапазоне, значительно снижает эксплуатационные расходы и повышает
надежность электрохимической защиты подземных, металлических коммуникаций.
ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДОВ
СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА
Ходырев А.И., Мокшаев А.Н., Маняченко А.В., Ягодкин В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
ООО «Газпром добыча Оренбург»)
Газопроводы неочищенного сероводородсодержащего газа являются
одним из самых крупных и потенциально опасных объектов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ).
Условия их эксплуатации до настоящего времени можно было охарактеризовать как щадящие, так как в составе транспортируемого газа
практически отсутствовала капельная влага, а применяемая технология ингибиторной защиты практически нейтрализовала коррозионные процессы.
Переход месторождения в завершающую стадию эксплуатации принципиально изменяет коррозионные условия в газопроводах: по прогнозам в
2008-2010 годах в них начинается выпадение водной фазы. Это требует
более пристального внимания к ингибиторной защите, проведению работ
по ее совершенствованию как в плане выбора эффективных ингибиторных
составов, так и в плане технологии нанесения ингибитора на поверхность
трубы.
В настоящее время на ОНГКМ реализуются три технологии ингибиторной защиты газопроводов от коррозии:

поршневой способ, при котором пленка наносится периодически путем проталкивания по газопроводу жидкой пробки раствора ингибитора (либо заключенной между двух поршней, либо перемещаемой одним
поршнем);

гидродинамический способ, при котором ингибитор вводится
непосредственно в газовый или газожидкостный поток и переносится по
газопроводу в виде омывающей его поверхность пленки, пробки или отдельных капель жидкости, содержащей ингибитор;

аэрозольный способ, при котором тонкая пленка ингибитора
формируется в результате постепенного осаждения на внутреннюю поверхность трубопровода мелких капель ингибиторного раствора, впрыскиваемого форсункой в газовый поток.
Для обоснования периодичности обработок и для отработки технологий ингибирования коррозии газопроводов неочищенного газа в изме213
няющихся условиях в 2008-2009 гг. проведены промышленные исследования. Использовались ингибиторы двух марок: И-55-ДК и ИНКОРГАЗ-21Т.
Ингибитор И-55-ДК применялся в виде 4%-ного раствора в стабильном
конденсате при поршневом и гидродинамическом способах, а также в виде 50%-ного раствора в метаноле при аэрозольном способе нанесения. Ингибитор коррозии ИНКОРГАЗ-21Т применялся в виде 50%-ного раствора
в стабильном конденсате при аэрозольном способе нанесения.
В докладе анализируются результаты проведенных исследований.
ОЦЕНКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАБОТЫ АВО ГАЗА
Фомин А.В.
(ООО «Газпром трансгаз Москва»)
Одной из основных технологических систем компрессорных станций
магистральных газопроводов (КС МГ) является система охлаждения природного газа. Работа систем охлаждения на КС МГ обеспечивает надежность линейной части газопровода, снижает энергетические затраты на
транспорт природного газа и способствует увеличению пропускной способности газопровода. Наибольшее распространение на линейных КС МГ
получили системы охлаждения, оснащенные аппаратами воздушного
охлаждения (АВО), которые не требуют предварительной подготовки теплоносителя, имеют простые схемы, экологически чисты, надежны в эксплуатации.
Повышение эффективности работы АВО на КС приводит к снижению энергетических затрат на транспорт природного газа. В производственных условиях КС МГ ОАО «Газпром» в настоящее время применяются следующие методы повышения эффективности работы АВО газа:

сезонное изменение угла атаки лопастей вентиляторов;

очистка наружной оребренной поверхности труб АВО;

замена колес вентиляторов устаревших типов на современные
модели;

использование перемычек между цеховыми группами АВО;

оптимизация режимов включения вентиляторов на АВО;

очистка внутренней поверхности труб АВО.
Данные способы повышения эффективности работы АВО различаются по сложности и трудоемкости их осуществления, а также по эффективности использования, что требует технико-экономического обоснования при выборе и определении периодичности применения того или иного
метода, проводимого на основе теплотехнических расчетов.
Так, например, самым сложным при реализации является метод повышения эффективности работы АВО за счет очистки внутренней поверх214
ности труб. Согласно «Инструкции по проведению периодического сервисного обслуживания аппаратов воздушного охлаждения газа
ОАО «Газпром» промывку внутренней поверхности труб АВО следует
проводить на аппаратах, отработавших более 20 лет с периодичностью
один раз в три года. Следует отметить, что при этом не учитывается уровень загрязненности технологического газа на КС и данные о динамике
восстановления технического состояния АВО после использования данного метода. Учет этих особенностей при оценке эффективности и определении оптимальной периодичности промывок внутренней поверхности труб
АВО требует проведения дополнительных исследований.
ВЫБОР МЕТОДИКИ АНАЛИТИЧЕСКОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
МОЩНОСТИ СЖАТИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Коновалов А.А., Ермаков И.С. Коротков А.В.,
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «Газпром трансгаз
Москва»)
Решение задач оптимизации режимов работы газоперекачивающего
оборудования КС и оценки технического состояния газоперекачивающих
агрегатов требует знания основных энерготехнологических характеристик
ГПА в процессе эксплуатации, точность определения которых во многом
определяет корректность решения этих задач. Одной из таких характеристик является мощность, расходуемая на сжатие природного газа,
Мощность, расходуемая на сжатие природного газа, необходима при
решении задач оптимизации распределения нагрузки между КС, выбора
системы компримирования на станции, распределения нагрузки между
компрессорными цехами и газоперекачивающими агрегатами, оптимизации режимов работы систем охлаждения КС. Решение этих задач требует
прогнозирования мощности сжатия при изменении режимов работы газоперекачивающих агрегатов.
По значению располагаемой мощности агрегата, определяемой по
результатам теплотехнических испытаний при ведомственной приёмке с
завода-изготовителя, находятся его индивидуальные «паспортные» характеристики. Определение действительных значений внутренней и эффективной мощности сжатия позволяет оценить действительное техническое
состояние агрегата с целью своевременного вывода его в ремонт, качество
ремонта, эффективность промывки осевого компрессора ГТУ и т.д.
В настоящее время для определения мощности сжатия природного
газа в газоперекачивающих агрегатах используется следующие методы:
аналитический, графо-аналитический и метод, основанный на непосредственном измерении крутящего момента на валу нагнетателя. При этом
предлагается несколько аналитических методик и ряд форм представления
215
приведенных газодинамических характеристик центробежных нагнетателей.
В работе, на основе сопоставления результатов расчета с показаниями бесконтактных измерителей крутящего момента, установленных на газоперекачивающих агрегатах различных типов и позволяющих непосредственно измерять эффективную мощность сжатия в ГПА, проведена оценка точности существующих аналитических методик и графоаналитического метода с использованием различных форм представления приведенных
газодинамических характеристик центробежных нагнетателей.
ПОЛИМЕРНЫЕ ПРИСАДКИ ДЛЯ ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ
Чекменёва Е.В., Шелест Н.Н., Волкова Г.И.
(Томский государственный университет, Институт химии нефти СО
РАН)
В настоящее время в нефтедобычу вовлекается большое количество
месторождений, нефти которых характеризуются повышенным содержанием парафиновых углеводородов. Такие нефти застывают и теряют текучесть уже при положительных температурах, что создает проблемы при их
транспортировке.
Одним
из
способов
управления
вязкостнотемпературными характеристиками таких нефтей может быть использование депрессорных присадок, которые представляют собой растворы синтетических полимеров в органических растворителях.
В данной работе в качестве полимерной составляющей присадок использовали синтезированные сополимеры стирола с малеиновым ангидридом, продукты их модификации спиртами с длиной алкильного заместителя С8 – С16 и полупромышленные образцы высокомолекулярных поли(алкил)акрилатов высших жирных спиртов С16 – С20.
Депрессорные свойства присадок исследовали на парафинистых
нефтях месторождений Западной Сибири: Фестивальное (Тz=+18 оС), Арчинское (Тz=+6 оС), Крапивинское (Тz=-14 оС) и Герасимовское (Тz=+3 оС).
Эффективность присадок в широком интервале концентраций оценивали
по изменению температуры застывания и вязкости нефтей. Измерения вязкости проводились на мини-ротационном вискозиметре (в интервале температур -20 – 0 С) и ротационном вискозиметре Brookfield DV III Ultra (в
интервале температур 20 – 60 С). Температуру застывания образцов
нефтей определяли на измерителе низкотемпературных параметров нефтепродуктов (разработчик ИХН СО РАН).
Максимальное снижение вязкости нефтей достигнуто при введении
присадки
на
основе
терполимера
стирол/малеиновый
ангидрид/гексадекановый эфир малеиновой кислоты в области умеренных отри-
216
цательных температур. Депрессия вязкости составила ~70% для нефти Арчинского месторождения при температуре - 20 оС.
Присадки на основе поли(алкил)акрилатов высших жирных спиртов
С16-С20 позволили снизить температуру застывания нефтей Герасимовского, Крапивинского и Арчинского месторождений на 30 и более градусов.
Минимальный депрессорный эффект получен при введении этой присадки
в нефть Фестивального месторождения, характеризующейся высоким содержанием парафинов (8,2 %мас). Наряду с депрессией температуры застывания наблюдали снижение эффективной вязкости при температурах,
превышающих температуру застывания исследуемых нефтей на 10 и более
градусов.
ИЗМЕНЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ
УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРИСУТСТВИИ
РАЗБАВИТЕЛЕЙ
Шелест Н.Н., Волкова Г.И.
(Томский государственный университет, ИХН СО РАН)
Трубопроводный транспорт тяжёлых нефтей часто осложняется или
невозможен из-за низкой подвижности нефти и её высокой вязкости. Среди существующих способов увеличения текучести нефти особый интерес
представляет метод разбавления нефтяной системы поликомпонентными
растворителями, нефтепродуктами, газоконденсатом и нефтяными фракциями.
В данной работе исследовали вязкостно-температурные свойства высоковязкой нефти Усинского месторождения, содержащей 59% масел (в
том числе 1,1% н-алканов), 12,5% бензольных смол, 18,6% спиртобензольных смол и 9,9% асфальтенов, с вязкостью при 20 оС около 3600
мПа∙с и температурой застывания – (-19 оС).
Для снижения вязкости нефти использовали растворители марок Р12, РКБ-1, Р-14, газоконденсат и нефтепродукты (петролейный эфир, керосин, дизельное топливо, нефтяной ксилол, бензин), фракции нефти Усинского месторождения (230-240, 240-250, 250-260, 260-270, 280-290 и 290300 оС). Действие растворителей (1 - 20 % мас.) оценивали по изменению
динамической вязкости нефти в интервале температур 10 – 50 °С и температуры застывания (прибор ИНПН ИХН СО РАН). Реологические параметры образцов нефтей определяли на ротационных вискозиметрах «Реотест 2.1» и Brookfield DV-III ULTRA в интервале скоростей сдвига 0,01671310 с-1.
Показано, что степень снижения вязкости возрастает в ряду поликомпонентных растворителей РКБ-1, Р-14, Р-12. При внесении 3 % мас.
растворителя Р-12 вязкость нефти при 20 оС снижается в 2,5 раза.
217
С экономической точки зрения выгоднее изменять структурномеханические свойства высоковязких нефтей разбавлением товарными
нефтепродуктами, нефтяными фракциями или газоконденсатом. В ряду
дистиллятов температурного интервала 230-300 оС максимальное снижение вязкости (в 2 раза) достигнуто при разбавлении нефтяной фракцией
250-260 оС (3 % мас.).
Снижение вязкости до уровня, позволяющего транспортировать высоковязкую нефть с минимальными затратами, может быть достигнуто
разбавлением большими объёмами лёгкой нефти, газоконденсата или дистиллятами нефти. Показано, что динамическая вязкость исследуемой
нефти снижается в 4,2, 6,3 и 8, 8 раз при внесении 10, 15 и 20 % мас. газоконденсата. Те же количества фракции 250-260 сС уменьшают вязкость
нефти в 7, 8,5 и 14 раз.
РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИОННЫХ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Москвина Е.Н., Семихина Л.П.
(НГК ТюмГНГУ, ТюмГУ)
На сегодняшний день в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей
промышленности основным способом борьбы с коррозионным разрушением металлов остается применение ингибиторов коррозии, что определяет
актуальность разработки новых реагентов и новых методов оценки их эффективности.
Одним из способов получения ингибиторов коррозии с высокими
защитными свойствами является создание композиционных ингибиторов с
синергетическим явлением между его компонентами. Причем согласно
нашим исследованиям, положительному синергетическому эффекту, соответствующему повышению эффективности смеси ПАВ, соответствует увеличение межмолекулярных взаимодействий между ее компонентами.
Поскольку все ингибиторы коррозии являются полярными реагентами, то величину межмолекулярных взаимодействия в их товарных формах
наиболее просто оценить по величине комплексной диэлектрической проницаемости  *   'i ' ' . Чем больше величина  ' молекулы ПАВ, тем выше ее полярность, и тем больше должна быть энергия взаимодействия
этой молекулы с заряженной поверхностью металла. В то же время величина  ' ' , характеризующая потери энергии на переориентацию молекул
ПАВ в переменном электрическом поле, будет тем больше, чем больше
взаимодействие молекул ПАВ между собой. Т.о., величина  ' определяет
энергию взаимодействия молекул ПАВ с поверхностью металла, а  ' ' между собой. Поскольку для десорбции молекул ПАВ с поверхности металла эти молекулы должны преодолеть взаимодействие как с поверхно218
стью металла, так и с соседними молекулами ПАВ, то наиболее прочное
защитное покрытие должно создаваться такими ингибиторами коррозии,
для которых будет максимальны оба этих взаимодействия, а, следовательно, должна быть максимальна величина произведения  .
Однако из-за высокой проводимости ингибиторов коррозии нахождение их величины  общеизвестным емкостным диэлектрическим методом затруднено или невозможно. Поэтому для этой цели нами был использован индуктивный диэлектрический метод (L-метод) с соленоидальной измерительной ячейкой. В результате удалось установить чёткую корреляцию между скоростью коррозии стали в водном растворе ингибитора
коррозии и произведением   его товарной формы.
Т.о., по разработанной нами методике для достижения максимальной
эффективности смеси из двух и более реагентов необходимо добиться максимума как , так и  их товарных форм, т.к. лишь в этом случае будет
достигаться и максимум произведения  .
АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ СТОЙКИХ
ЭМУЛЬСИЙ В СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Гамолин О.Е.
(ОАО «НижневартовскНИПИнефть»)
Целью данной работы является исследование состава, причин образования и разработка мер по предотвращению образования стойких эмульсий в технологических аппаратах комплексного сборного пункта КСП-14
ОАО «ТНК-Нижневартовск».
Проведены исследования физико-химических свойств стойких
эмульсий, образующихся на стадии подготовки нефти в технологических аппаратах КСП, а также в стволе добывающих скважин и выявлены
причины их образования в системе сбора и подготовки нефти.
Установлено, что основной причиной периодических выходов из
нормальных режимов работы установок подготовки являются образование
и накопление на границе раздела фаз в технологических отстойных аппаратах стойких эмульсионных промежуточных слоев. Последние представляют собой смесь агломератов окислов, сульфида железа и твердых частиц
с асфальто-смолистыми и парафиновыми компонентами нефти и пластовой воды.
В лабораторных условиях исследованы зависимости эффективности
разделения эмульсий от различных факторов: содержания мехпримесей,
ингибиторов коррозии, обводненности и др.
Рекомендуется при практическом применении различных химических реагентов (ингибиторов коррозии, солеотложения, АСПО и др.) в
процессах добычи нефти проводить исследования на их совместимость с
219
деэмульгаторами, применяемыми в процессе подготовки нефти, а также
проводить исследования используемых реагентов в условиях совместного
или последовательного их применения на эффективность разделения водонефтяных эмульсий. Особое внимание следует обратить на природу и механизм действия последовательно применяемых реагентов на нефтепромысле.
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ПУТЕЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ОПАСНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ РФ
Шевелева Н.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
На сегодняшний день на территории РФ расположены месторождения углеводородов, который представляют собой экологическую угрозу
местному населению. Например, в районах Коми, Урала, Дагестана зафиксированы заражения грунтовых вод, почвенного слоя, атмосферного воздуха сульфидами, фенолами, болезнетворными микроорганизмами – причиной этому послужило нерациональное ведение нефтепромысловых работ на данных участках, которые, кроме этого характеризуются специфическим тектоническим строением. С учетом того, что на даны месторождениях следует не только ликвидировать экологические проблемы, но и
повышать коэффициент выработанности, необходимо открыть новую нишу для ведения бизнеса, что, как следствие, приведет к дополнительным
поступлениям в государственный бюджет.
Создание такой ниши станет возможным при выполнении одного из
смоделированных сценариев экологического и экономического взаимодействия государства и нефтяных компаний:
1.
Восстановление и эксплуатация месторождений на условиях СРП;
2.
Введение системы налоговых льгот и покрытия расходов на восстановление месторождений со стороны государства;
3.
Модель, ориентированная на поддержку среднего бизнеса в РФ.
Проанализировав три модели стимулирования недропользователей
со стороны государства на примере одного из месторождений Дагестана, я
выявила
вариант,
характеризующийся
наилучшими
техникоэкономическими показателями. В моделях учтены расходы на очистку
проблемных участков от загрязнений, капитальный ремонт скважин, внедрение термических и иных эффективных на данном этапе эксплуатации
методов увеличения нефтеотдачи.
Поиск баланса интересов государства, населения и фирмнедропользователей, в рамках соблюдения Конституции РФ в сфере решения экологических, экономических проблем и вопросов благосостояния
220
был сведен к выявлению, построению и доказательству эффективности
функционирования данных моделей.
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ
НЕФТЕГАЗОСБОРА И ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОСЛЕДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Пестова Л.П.
(институт ТатНИПИнефть)
Система нефтегазосбора представляет собой уникальный управляемый технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения нефти. Она обеспечивает непрерывный цикл поставки нефти от скважины к конечному потребителю. Непрерывность технологического процесса характеризуется
постоянным технологическим взаимодействием всех объектов нефтяной
промышленности, транспортными расстояниями, расположением объектов
и сложившимися основными нефтетранспортными направлениями. На последнем этапе разработки, нефтяные месторождения характеризуются резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. В трубопроводах появляется подстилающий слой воды.
Появившаяся водная среда снижает давление в трубопроводах, повышает
их производительность, снижает давление на устья скважин, в связи с этим
отпадает прокладка дополнительных трубопроводов, уменьшаются капитальные затраты. Следует отметить, что при увеличении обводненности
месторождений, положительные моменты наблюдаются только при проектировании трубопроводов от скважин до дожимных насосных станций.
При движении нефтегазонефтяной эмульсии от дожимных насосных станций до товарных парков, воду можно рассматривать как вредный балласт,
на перекачку которого напрасно затрачивается дополнительная энергия.
Важное значение для нефтепромысловой практики имеет определение выгодных содержаний воды, так как, желая сбросить подтоварную воду можно попасть в точку инверсии фаз, что однозначно скажется на потреблении
электроэнергии двигателями насосов. Целесообразно организовать предварительный сброс воды с применением трехфазных сепараторов на ДНС,
что уменьшит коррозию трубопроводов и снизит число их порывов. Обустройство месторождений с применением минимального набора оборудования облегчит организацию планово-предупредительных мероприятий и
уменьшит потребность в ремонтных службах.
Вывод: Особенности проектирования нефтяных месторождений заключается в необходимости рассмотрения множества вариантов обустройства с целью получения гарантий эффективности инвестиций. Закон РФ «О
промышленной безопасности опасных производственных объектах», вве221
денный в 1997г., говорит, что наличие положительного заключения экспертизы дает возможность уйти от устаревших норм проектирования и
обосновать более экономичные варианты.
АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ ПРИЧИН ИЗМЕНЕНИЯ ПРОЕКТНОГО
ПОЛОЖЕНИЯ МОРСКОГО ТРУБОПРОВОДА
Хусейнов К.Р.
(ООО «Питер Газ»)
Различие методов обеспечения устойчивости и прочности морских
трубопроводов от сухопутных, обусловлены следующими особенностями:
- необходимость учета способа укладки трубопровода на морское
дно на стадии проектирования;
- необходимость учета гидростатического и гидродинамического
воздействия воды, как на стадии строительства, так и в период эксплуатации;
- более значительная подверженность к изменениям начального положения по сравнению с сухопутными трубопроводами.
В общем случае морской трубопровод под действием внутренних и
внешних сил, может изменить свое положение в любом направлении.
Перемещение трубопровода вверх может быть либо всплытием, либо
выпучиванием. Перемещение трубопровода вниз называется осадкой
трубопровода, а перемещения в горизонтальном направлении боковым
перемещением.
Одной из важнейших задач при проектировании морского трубопровода является обеспечения устойчивости его положения в течение
всего срока службы. Отклонение трубопровода от проектных отметок
приводит к возникновению дополнительных нагрузок и воздействий,
неучтенных в процессе проектирования, что может явиться причиной
снижения надежности и безопасности трубопроводной системы. Для
решения поставленной задачи следует выполнить оценку условий работы морского трубопровода с точки зрения определения степени выполнения в них мероприятий по обеспечению их прочности и устойчивости. Успех ее решения в значительной мере зависит от правильного выбора системы критериев, методов расчета и моделей анализа. От них в
конечном итоге зависят правильность выбора эффективных мероприятий по поддержанию технического состояния трубопроводной системы.
Настоящая работа посвящена анализу возможных причин отклонения положения морского трубопровода от проектных отметок на протяжении всего срока службы.
222
СЕКЦИЯ 4
ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА, НЕФТЕХИМИЯ И
ХИММОТОЛОГИЯ ТОПЛИВ И СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ
223
СОВРЕМЕННАЯ БИОТЕХНОЛОГИЯ В ТОПЛИВНОЙ
ЭНЕРГЕТИКЕ
Винокуров В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Промышленная биотехнология, несмотря на большое внимание к
этой несомненно важной области науки, в последние два десятилетия так и
не нашла достойного места в отечественной нефтегазовой отрасли. Это
касается и производства биотоплив, широкого развитого в Европе и Америке, микробных методов содействующей добычи нефти (MEOR), биологической очистки нефтезагрязненных почв и др.
Исследования, проводимые в лаборатории биотехнологии для
нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа, направлены на
преодоление этого отставания путем использования нетрадиционных биотехнологических методов и использования дешевых и крупнотоннажных
отходов древесины.
Одно из перспективнейших направлений интенсификации деструкции целлюлозы и лигнина, как основных компонентов древесины, основано на использовании мощных ферментативных возможностей ряда грибов,
обладающих способностью накапливать в своей структуре большие количества липидов, близких по своему составу к растительному, и в частности, соевому маслу.
Скрининг многочисленных штаммов грибов позволил выделить
штаммы базидиальных (высших) грибов с оптимальными характеристиками и разработать на их основе методы получения масел технического
назначения.
В результате скрининга были выделены штаммы грибов
Agrocybe aegerita и Lentinus edodes, сочетающие высокие целлюлозо- и
лигнолитические свойства со способностью накапливать в своей структуре
большие количества (до 50-60% на сухую массу) липидов.
К числу очевидных преимуществ микотехнологии для производства
биотоплив можно отнести следующие:
-высокая урожайность, в несколько раз превышающая таковую для
масличных культур и возможность выращивания в обьеме ( с 1 м 2 можно
получать до 100 кг грибной массы в год или 100 тн в год, с 1 м 3 можно
снимать соответственно 300 кг); рапс -3 тн с га.
-высокое содержание липидов (50-60% на сухую массу), сопоставимое с рапсом и его растительными аналогами (30-35 тн масла с га в год);
рапс до 45%. или 1.5 тн масла с га.
-возможность выращивания в промышленных условиях во всех климатических зонах с непрерывным циклом производства.
Биоэтанол можно рассматривать не только в качестве самостоятельного компонента моторных топлив, но и в качестве полупродукта для син224
теза углеводородов. В РГУ нефти и газа совместно с ИОХ РАН разработан
каталитический процесс превращения водных растворов этанола непосредственно в ценные полупродукты для нефтехимического синтеза, такие
как пропан-бутан, этилен, жидкие ароматические и парафиновые углеводороды и др. В качестве катализаторов используются высококремнистые
цеолиты. Процесс проводится в реакторе проточного типа при температуре
360 - 400 оС, давлении 0,8 - 2 МПа и обьемных скоростях 5 ч-1
Наряду с углеводородами в процессе получается значительное количество воды (примерно 40% на сырье), а теоретический выход углеводородов составляет порядка 60 % на исходный спирт. Селективность по бензиновой фракции составляет порядка 80 % от общего выхода углеводородов,
причем в газовой фазе преобладают углеводороды С2-С4.
Следует отметить низкое содержание бензола в продуктах реакции,
не превышающее 0,95% масс. Октановое число катализата по исследовательскому методу колеблется от 92 до 101 , а зависимости от условий проведения реакции.
Результаты исследований показали, что отходы древесины можно
рассматривать в качестве серьезной альтернативы таким традиционным
видам возобновляемого растительного сырья как рапс, кукуруза, пшеница
и др., имеющим пищевое назначение. Преимуществом древесных отходов,
помимо значительных ресурсов и доступности, является прежде всего,
возможность получения на их основе всей гаммы моторных топлив (бензин и дизельное топливо), а также сырья для нефтехимии ( пропан-бутан,
олефины, ароматические соединения). Это позволяет создавать на базе доступного моносырья гибкие высокорентабельные производственные процессы, способные чутко реагировать на изменение коньюктуры рынка.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПАРАФИНОВЫХ ЭМУЛЬСИЙ В КАЧЕСТВЕ
ГИДРОФОБИЗИРУЮЩИХ ДОБАВОК ДЛЯ СНИЖЕНИЯ
ВЛАГОПРОНИЦАЕМОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
Капустин В.М., Махин Д.Ю., Сивков С.П., Даулетбаева С. Ш.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, РХТУ им. Д.И. Менделеева)
При отсутствии эффективной защиты затраты на поддержание работоспособности или восстановление поврежденных бетонных конструкций
уже в течение первых пяти лет могут превысить их первоначальную стоимость. Для этих конструкций наибольшую опасность представляют воздействия окружающей среды – пары морской и речной воды, технологические жидкости, атмосферные осадки и грунтовые воды.
В действительности, полностью изолировать бетон от воздействия
окружающей среды не представляется возможным, поэтому необходимо
выбрать научно-обоснованные методы повышения сопротивления бетона
225
разрушению, при этом одним из важнейших свойств бетона, определяющих его долговечность, является водонепроницаемость.
Известно, что в процессах влагопоглощения бетонов задействованы
капиллярные поры с поперечным сечением 0,1-1 мк. Для гидрофобизации
пор подобного размера необходимо использовать в качестве добавки композиции, содержащие частицы или молекулы с меньшим размером. В качестве такой добавки возможно использование водно-восковых эмульсий,
стабилизированных стеариновой кислотой и смесью этаноламинов. Исследование парафиновой эмульсии методом лазерной дифракции показало,
что средний размер частиц композиции составляет менее и около 1 мк. Парафиновые эмульсии вводят с водой затворения при приготовлении бетонных и растворных смесей. Частицы парафина, адсорбируясь в порах цементного камня, образуют тончайшую, в среднем мономолекулярную оболочку, способную придавать цементу особые свойства. Исследовано, что
вводить парафиновую эмульсию в состав цементного раствора целесообразно в количестве не более 3 % (мас.).
При этом происходит объемная гидрофобизация пор, что приводит к
снижению влагопроницаемости конструкции. Было установлено, что на
ранних сроках твердения увеличение концентрации вводимой добавки (до
3%) не довало прироста прочности, однако к более поздним срокам твердения прочность образцов с добавками эмульсии выше прочности бездобавочного состава. Введение более 3 % (мас.) парафиновой эмульсии приводит к значительной потери прочности и не существенно увеличивает гидрофобные свойства цементного камня.
Использование парафиновых эмульсий в качестве добавки при приготовлении цементных растворов в определенной степени позволяет регулировать свойства цемента.
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РЕКОНСТРУКЦИИ И
МОДЕРНИЗАЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ (НА
ПРИМЕРЕ МОСКОВСКОГО НПЗ)
Капустин В.М., Волков С.Г.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Московский нефтеперерабатывающий завод введён в действие в
1938 году. Основное сырье МНПЗ - смесь нефтей Поволжья и Западной
Сибири, подаваемая по магистральному нефтепроводу «Рязань - Москва»
и смесь нефтей Республики Коми и Западной Сибири, подаваемая по магистральному нефтепроводу «Ярославль- Москва».
Для перехода завода на выпуск автомобильных бензинов и дизельного топлива, соответствующих европейским стандартам качества Евро-4 и
Евро-5 на ОАО «Московский НПЗ» намечается поэтапная модернизация
226
производств, направленная на повышение эффективности использования
мощностей, улучшение ассортимента выпускаемой продукции, увеличение глубины переработки нефти, улучшение экологической обстановки.
Основное количество серы в товарные бензины привносится бензином каталитического крекинга. Решение проблемы содержания серы в товарных бензинах обеспечивается гидроочисткой фракции тяжёлого бензина крекинга с минимизацией процесса гидрирования непредельных углеводородов, которые обеспечивают высокое октановое число бензина.
Лёгкий бензин крекинга, имеющий высокое октановое число, нецелесообразно гидроочищать, поскольку концентрация серы в нём не лимитирует качество товарных бензинов по этому показателю.
Для выполнения норм Евро-5, содержание серы в товарном дизельном топливе не должно превышать 10 мг/кг, в связи с этим предпринимается строительство новой установки гидрооблагораживания дизельного
топлива мощностью 1,5 млн.т/год.
Решение проблемы содержания ароматических и непредельных углеводородов в автобензинах достигается путём вовлечения в компаундирование легкокипящих высокооктановых компонентов – метилтретбутилового эфира (МТБЭ), изомеризата, алкилата.
Реконструкции подлежат также и очистные сооружения. На вновь
проектируемых очистных сооружениях будут применены прогрессивные
методы очистки промышленных стоков, позволяющие сократить выбросы
в атмосферу и улучшить экологическую обстановку.
В результате реконструкции и модернизации ОАО «МНПЗ» глубина
переработки нефти повысится до уровня современных нефтеперерабатывающих производств, а также снизится вредное влияние на окружающую
среду.
ГИДРООЧИСТКА ПРЯМОГОННОЙ ДИЗЕЛЬНОЙ ФРАКЦИИ В
СМЕСИ С ЛЕГКИМИ ГАЗОЙЛЯМИ ДЕСТРУКТИВНЫХ
ПРОЦЕССОВ
Киташов Ю.Н., Бай Сочжу, Клокова Т.П., Ковальчук Н.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Во многих странах мира нефтеперерабатывающая промышленность
вынуждена решать задачи, связанные с введением более жестких требований к качеству и экологическим свойствам моторных топлив, особенно к
бензину и дизельному топливу.
С января 2005 г. в странах ЕС действуют нормы по выбросам вредных веществ автомобильным транспортом, регламентирующие содержание серы в дизельном топливе не более 50 ppm, а к 2010 г. планируется
весь дизельный транспорт перевести на топливо с ультранизким содержа227
нием серы 10 ppm. Кроме этого в этих топливах предусматривается
уменьшение содержания ароматических углеводородов и повышение цетанового числа.
Выполнение этих требований крайне затруднено при использовании
в качестве сырья гидроочистки легких газойлей деструктивных процессов
(термических и каталитических), так как они значительно отличаются от
прямогонной дизельной фракции более высоким содержанием серы, азота,
непредельных и ароматических углеводородов.
Для решения этих проблем необходима реконструкция реакторного
блока установки гидроочистки, а также проведение процесса в более жестких условиях с использованием высокоэффективных катализаторов.
В данной работе приведены результаты, полученные при гидроочистке прямогонного дизельного топлива с легкими газойлями замедленного коксования и каталитического крекинга (75 % и 25 % соответственно). Гидроочистка проводилась при температуре 360 0С, объемной скорости подачи сырья 3,0 ч-1, давлении 3,8 МПа, кратность циркуляции водородсодержащего газа 500 нм3/м3 сырья.
Исследования проводились на катализаторах RN-1, RN-10 и RS-1000,
отличающихся повышенными прочностными свойствами (индекс прочности 2кг/мм против 1,6 кг/мм у аналога), содержанием активных компонентов и промоторов. При использовании наиболее эффективного катализатора RS-1000 из сырья, содержащего 0,45 % масс. серы получен гидрогенизат с содержанием 0, 004 % масс. Межрегенерационный период увеличен с
6 до 24 месяцев, а общий срок службы катализатора возрос с 3 до 6 лет.
Таким образом, использование катализатора RS-1000 в промышленных условиях значительно повысит технико-экономические показатели
установки гидроочистки.
ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА СЫРЬЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ КОКСА
РАЗЛИЧНОЙ СТРУКТУРЫ
Клокова Т.П., Володин Ю.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В зависимости от назначения к нефтяным коксам предъявляются
различные требования, а именно, необходимы коксы с низким (электроды,
конструкционные материалы) и высоким (восстановитель и сульфидируюший агент) содержанием серы; легко- и труднографитирующиеся; с высокой и низкой реакционной способностью.
Подготовленность нефтяных коксов к графитируемости оценивают
по степени совершенности структуры. Хорошо графитирующийся кокс
имеет волокнистую (игольчатую) структуру, плохо графитирующийся –
точечную (сферолитовую).
228
Качество кокса, в основном, определяется составом сырья и структурой соединений, вовлекаемых в процесс коксообразования, т.е. структура
кокса генетически связана со структурой углеводородов сыръя.
Для получения игольчатого премиального кокса рекомендуется удалять из сырья коксования карбоиды, твердые сажеобразные частицы или
компоненты сырья, легко образующие эти частицы (асфальтены), а также
подбирать сырье с малым содержанием серы и других гетероатомов, искажающих гексагональную углеродную структуру ароматических колец. Из
сказанного следует, что хорошим сырьем для производства игольчатого
кокса служат тяжелые газойли каталитического крекинга и коксования,
дистиллятные крекинг-остатки, смола пиролиза этиленового производства.
Для получения кокса сферолитовой структуры в основном используют смолу пиролиза жесткого режима керосиновой фракции, в которой
должно содержаться не менее 5 – 7 % мас. карбоидов. Однако, не только
карбоиды сырья отвечают за структуру получаемого кокса. При многоступенчатом коксовании дистиллятного крекинг-остатка на 1-ой ступени образуется кокс игольчатой структуры, а на 2-ой – сферолитовой структуры.
Это объясняется тем, что при конденсации высокомолекулярных деалкилированных ароматических углеводородов вероятность образования упорядоченной гексагональной углеродной решетки резко уменьшается, особенно при наличии в структуре молекул пятичленных циклов типа инденов, флуорантенов и других углеводородов. Кроме того, для получения
кокса сферолитовой структуры следует использовать сырье, содержащее
такие полициклические ароматические системы, которые связаны друг с
другом третичными алифатическими группами, пространственная структура которых при коксовании сохраняется, что затрудняет процесс упорядочения, вследствие чего и образуется плотная сферолитовая структура
кокса.
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ КРИЗИСА
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Клокова Т.П., Ильинец А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ЗАО «ОРВ-технологии»)
Как известно, глубина переработки нефти на отечественных
предприятиях составляет в настоящее время в среднем порядка 72%,
против более 90% на современных НПЗ. В то же время инвестиционные
возможности для технической модернизации большинства российских
НПЗ сейчас весьма ограничены. Кроме того, опыт ВНИПИнефть свидетельствует о том, что даже у авторитетных зарубежных компаний
встречаются недостаточно хорошо проработанные проекты и большие
229
трудности при их реализации, несмотря на отличную материальную и
экспериментальную базу.
В этих условиях представляется целесообразным обратиться к
отечественным разработкам в области нефтепереработки – как незаслуженно забытым, так и новым.
Среди российских инновационных технологий можно отметить
технологию ОРВ (обменных резонансных взаимодействий), показавшую высокую энергоэффективность в ряде технологических процессов.
Данная технология базируется на приеме электромагнитных волн от
проходящего процесса и передачи их в специальный резонатор, сконструированный на основе лент Мебиуса. Стоячая волна, от резонатора
передается в пространство и воздействует на породивший ее процесс,
осуществляя постоянную энергетическую подпитку атомов и молекул,
которые легче преодолевают соответствующие энергетические барьеры.
Технология ОРВ, испытанная на ряде отечественных НПЗ показала, что при крайне незначительных энергозатратах (менее 1 Квт) можно
получать очень существенные эффекты. На установках АВТ отмечено
увеличение выхода светлых на 2,5...4% и более, в зависимости от
свойств перерабатываемой нефти. Эффективность ОРВ выше в случае
тяжелых, смолистых нефтей, когда в мазуте в составе надмолекулярных
структур остается значительное количество легких фракций.
Скорость окисления сырья в битумном производстве при воздействии ОРВ-технологии возрастает вдвое, что позволяет снизить температуру процесса на 15...300С и получать битумы высокого качества при
сохранении производительности установок.
С помощью технологии ОРВ и аналогичных отечественных разработок можно достаточно быстро и без больших затрат поднять качественный уровень российской нефтепереработки, однако этому должна
способствовать экономическая политика государства, стимулирующая
инновационное развитие отрасли.
ВЛИЯНИЕ ПРИСАДКИ БВД-Э НА АНТИДЕТОНАЦИОННЫЕ
СВОЙСТВА БЕНЗИНОВ
Клокова Т.П., Киташов Ю.Н., Володин Ю.А., Гребенник К.Н.,
Ковальчук Н.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Развитие автомобильного двигателестроения идет по пути непрерывного увеличения степени сжатия, приводящего к увеличению мощности двигателя и снижению расхода топлива. С повышением степени сжатия резко возрастает температура, при которой протекают предпламенные
реакции с образованием пероксидных соединений. В связи с этим требова230
ния двигателя к детонационной стойкости применяемого топлива ужесточаются.
Высокая детонационная стойкость товарных бензинов достигается
тремя основными путями. Первый – использование в качестве базовых
бензинов наиболее высокооктановых бензинов каталитического крекинга и
риформинга. Второй путь предусматривает применение высокооктановых
компонентов, т.е. алкилата и изомеризата. Третий путь состоит в добавлении к бензинам присадок.
По мере ужесточения требований к качеству бензинов ассортимент
присадок постоянно расширяется. В последнее время предпочтение отдается беззольным присадкам.
В данной работе проведено исследование влияния композиционной
беззольной высокоэффективной добавки (БВД-Э) на октановое число (ОЧ)
прямогонного бензина и бензина Нормаль-80. Основными компонентами
добавки являются N-метиланилин и метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ).
Кроме основных компонентов в БВД-Э входят антиоксидант, стабилизатор
МКД и антикоррозионная присадка. Добавка БВД-Э вводилась в растворе
этилового и изопропилового спиртов в соотношении спирт/БВД-Э от 40/60
до 10/90. Полученные смеси добавлялись в бензины в количестве 10 % об.
Результаты исследования показали, что добавление БВД-Э (как в
смеси с этанолом, так и в смеси с изопропанолом) к бензинам приводит к
плавному росту ОЧ по моторному методу (ММ) и экстремальному изменению ОЧ по исследовательскому методу (ИМ). Так же следует отметить,
что БВД-Э в смеси со спиртами в большей степени воздействует на прямогонный бензин, особенно при определении ОЧ по ИМ. Повышенная приемистость прямогонного бензина к БВД-Э объясняется его химическим составом. Использование этанола в смеси с БВД-Э вызывает больший прирост ОЧ, чем в смеси с изопропанолом. Однако достоинством изопропанола является повышенная стабильность получаемых композиций.
ИНТЕНСИВНОЕ ПРОИЗВОДСТВО БИОТОПЛИВ С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОРВ-ТЕХНОЛОГИИ
Киташов Ю.Н., Назаров А.В. Ильинец А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ЗАО «ОРВ-технологии»)
Одними из главных проблм производства биотоплив являются сравнительно высокие издержки на их производство и конкуренция с продовольственными сельскохозяйственными культурами. Следует полагать,
что даже при умеренных нефтяных ценах биотоплива могут быть востребованы в отдаленных районах, где плохая логистика для традиционных
топлив, но только при условии заметного повышения эффективности про231
изводства биомассы и топлив из нее. Биотопливное направление интересно
также тем, что позволяет провести экологически разумную утилизацию
биомассы, аналогичных бытовых и промышленных отходов и обеспечить
занятость населения в депрессивных районах.
Новые возможности интенсификации получения биотоплив открывает технология обменных резонансных взаимодействий (ОРВ), базирующаяся на резонансном воздействии на объект сверхслабым электромагнитным излучением, которое породил сам объект. ОРВ-технология отличается
от других похожих отсуствием генератора электромагнитных волн и специальной конструкцией резонатора на основе лент Мебиуса.
Исследования по влиянию ОРВ-технологии на биологические объекты в лабораторных и полевых условиях показали, что данная технология
способна заметно ускорять ферментативные и ростовые процессы.
В испытаниях, проводившихся в Финляндии отмечено увеличение
урожайности сахарной свеклы на 30% по сравнению с контрольным полем.
Эксперименты проведенные на территории России показали ускоренное прорастание семян кукурузы, сои, подсолнечника, овса, сахарной
свеклы с усиленным развитием корневой системы (за 50 дней объем корневой системы кукурузы в опытных растениях, выращенных в лабораторных условиях, в 10 раз превосходила контрольные образцы). Сроки созревания подсолнечника в полевых условиях сократилось на 14 дней. В полевых условиях заметно повысилась активность фермента каталазы в почве
на опытном поле по сравнению с контрольным.
С помощью одной установки ОРВ можно обрабатывать поле площадью до 100 га при малых энергозатратах.
Таким образом, при воздействии ОРВ-технологии значительно повышается эффективность производства различных видов биотоплив как на
стадии получения биомассы, так и на последующих стадиях, включающих,
например, ферментацию или дистилляцию, где в частности зафиксировно
сокращение времени перегонки спиртов и углеводородов на 15% по сравнению с контролем.
232
ОЦЕНКА ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ КОКСА
В ПРОЦЕССЕ ВИСБРЕКИНГА. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
СПЕЦИАЛЬНЫХ РЕАГЕНТОВ
Головин А.Н., Хуторянский Ф.М., Аббасов М.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина; ОАО «Саратовский НПЗ»)
Интерес к процессу "висбрекинг", который проявляется в настоящее
время во многих странах, в том числе и в России, определяется необходимостью углубления переработки нефти. Кроме того, он обусловлен всевозрастающей добычей сернистых и высокосернистых нефтей. Сравнительно
простой, не требующий разработки специального и дорогостоящего оборудования, процесс "висбрекинг", представляющий собой эффективный и
гибкий жидкофазный процесс термической переработки остаточного сырья – гудрона в мягких условиях, в настоящее время является одним из
перспективных в схемах глубокой переработки высоковязких нефтяных
остатков.
Ограничивающим фактором длительности «пробега» установки является коксоотложение, которое приводит к преждевременным остановкам
для чистки и удаления кокса. Сырье, поступающее на висбрекинг, содержит дисперсионную коллоидную фазу, которая включает агрегаты с адсорбированными молекулами смол, окружающими молекулы с очень высокими молекулярными массами и комплексными структурами, главным
образом, асфальтенами. В зависимости от их природы углеводороды неодинаково подвергаются термической деструкции.
Основные воздействия на сырье в процессе висбрекинга:
- деалкилирование циклических структур с широкими цепями;
- дегидрогенизация и конденсация циклических молекул, приводящих к превращениям асфальтенов;
- частичная деградация смол, приводящая к несбалансированному
отношению между смолами и асфальтенами;
В настоящем докладе авторами приведено описание зон, подверженных загрязнению для различных типов процесса висбрекинга, описана взаимосвязь жесткости режима со стабильностью конечного продукта и методы определения стабильности.
Для предотвращения отложения кокса на установках висбрекинга
подается высокотемпературный ингибитор коксообразования, выполняющий функцию диспергатора.
В образовании кокса не последнюю роль играют реакции полимеризации. Полимеризационные процессы, в основном, протекают в кубе фракционирующей колонны. Поэтому перед ней практикуется подача антиосадителя, который сочетает функции стабилизатора асфальтенов и ингибитора полимеризации.
233
В настоящем докладе приведены результаты обследования установки
висбрекинга ОАО "Саратовский НПЗ" с целью оценки эффективности
применения специальных реагентов. Рассмотрены методы мониторинга
коксообразования, проанализирована динамика коксообразования в змеевиках печи, теплообменниках и ректификационный колонне. Показано изменение ряда технологических параметров во времени. Разработаны рекомендации по оптимизации применения специальных реагентов.
ОСНОВЫ ОПЕРАТИВНОЙ МЕТОДИКИ РАЗНОСТОРОННЕЙ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ
АНТИОКСИДАНТОВ ДЛЯ БЕНЗИНОВ
Ахметзянов Е.Г., Харитонов В.В., Киташов Ю.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Общепринятые методы оценки антиокислительной стабильности
нефтепродуктов – ТУ, ГОСТы, методы квалификационных испытания и
др. обладают общим очень важным недостатком: измеряемые показатели
не содержат информации о механизмах процессов, протекающих в образце
во время испытаний. Однако такой прогноз необходим по стольку условия
испытаний всегда значительно отличаются от условий хранения и эксплуатации нефтепродуктов.
Мы приступили к разработке нового наукоемкого метода оценки антиокислительной стабильности бензинов и эффективности присадок к ним.
Его результаты должны обеспечивать не только обоснованный выбор
наилучших в условиях испытаний антиоксиданта, но и позволять прогнозировать изменения его эффективности с изменением его использования.
Сложность задачи объективно определяется сложностью механизма исследуемого процесса. Здесь одновременно протекают как реакции тормозящего процесса окисления, так и реакции, снижающие эффективность действия первых. К первым относятся реакции взаимодействия антиоксиданта
InH и его радикала In* с ведущими окисление пероксильными радикалами
RO2:
InH + RO2 → In* + ROOH
(реакция (7))
In + RO2 → InOOR
(реакция (8))
Ко вторым – реакции радикалов In с бензином
In + RH → InH + R
(реакция (10))
In + ROOH → InH + RO2
(реакция (-7))
234
Чтобы определить наличие или отсутствие этих реакций в основу
метода положено измерение кинетики накопления гидропероксидов в
окисляющемся во время испытания бензине в отсутствии и с добавками
разных концентраций антиоксидантов. По этим данным индефицируются
основные, ключевые реакции. Определяющие эффективность действия антиоксиданта и оцениваются их количественные характеристики.
Для иллюстрации возможностей предлагаемого подхода изучили кинетику закономерности накопления гидропероксидов в инициированном
окислении бензина в присутствии 2 ингибиторов: Агидол-1 (как пространственно-затрудненный фенол) и Новантокс-1 (N-2-этилгексил-N’-фенил-пфенилендиамин) – класс ароматических аминов. Опыты показали, что характер действия этих ингибиторов различен: Агидол-1 тормозит окисление
бензина интенсивно, но продолжение торможения не велико. Напротив,
Новантокс-1 способен к длительному торможению процесса, но интенсивность торможения не велика. Был сделан вывод, что в основе механического действия Агидола-1 лежат реакции (7) и (8), т.е. только те, которые
тормозят окисление. Механическое действие Новантокса-1 оказался более
сложным: здесь важную роль, помимо реакций (7) и (8), играют реакции
(10) и (-7). В результате этих реакций регенерируются молекулы ингибитора, что объясняет длительность торможения, но возникают и радикалы
RO2, что снижает интенсивность торможения. Эти данные позволяют прогнозировать оптимальные условия использования Новантокса-1: отсутствие гидропероксидов и низкие температуры. При повышении температуры эффективность действия Новантокса-1будет быстро падать, поскольку
энергия активации реакции (10) много больше таковой реакции (7)
Более детальное исследование действия ингибитора по предлагаемой
методике позволит делать достаточно обоснованные рекомендации для использования антиоксиданта в заданных, конкретных условиях.
О ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОБХОДИМОСТИ ПРОМЫВКИ
СМЕСИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА И НЕФТИ ПРЕСНОЙ ВОДОЙ
НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ
ОРЕНБУРГСКОГО ГКМ
Руденко С.В., Хуторянский Ф.М., Капустин В.М., Молчанова З.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина,
ООО «Газпром Добыча Оренбург»)
В последние годы по ряду установок комплексной подготовки газа
(УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДКС) Оренбургского ГКМ
наблюдается утяжеление конденсата за счет увеличения в нем доли попутной нефти и, соответственно, смол и асфальтенов. Увеличение в сырье
смол и асфальтенов, являющихся эмульгаторами, приводит к эмульгиро235
ванию пластовой воды и, как следствие, к увеличению объемов воды, выносимой из нефтяных и газовых скважин и, соответственно, к увеличению
содержания хлористых солей.
Техническими условиями на это сырье, поступающее на подготовку
на установки ЭЛОУ Оренбургского ГПЗ, установлено предельное содержание хлористых солей 400 мг/дм3 и эмульгированной воды 0,5%, что
определяется техническими возможностями ЭЛОУ по дальнейшей подготовке сырья даже с учетом выполненной модернизации оборудования и
технологической схемы установки. При имеющем место увеличении доли
нефтей в сырье, сопровождающимся ростом содержания хлористых солей
выше 400 мг/дм3 (до 2000-5000 мг/дм3), требуемый уровень подготовки на
ЭЛОУ ГПЗ не обеспечивается.
Анализ эксплуатации установок по технологической транспортной
цепи «скважина–УКПГ–ДКС–ГПЗ» показал, что в наиболее сложном положении по подготовке сырья находится ДКС из-за отсутствия необходимой технологии. В частности, во время одного из обследований на ДКС
поступало сырьё с содержанием свободной воды: 0,033,14%, эмульсионной воды: 0,200,97% и хлоридов: 8504500 мг/дм3. После ДКС продукция
содержала свободной воды: 0,030,17%, эмульсионной воды: 0,070,36% и
хлоридов: 5361329 мг/дм3. Таким образом, в продукции ДКС обеспечивается требуемое остаточное содержание воды (менее 0,5%), но не обеспечивается требование по остаточному содержанию хлоридов, что свидетельствует о необходимости применения промывки пресной водой. Как показывают расчеты, без промывки сырья пресной водой (обессоливания)
можно было бы обойтись при условии, если соленость пластовой воды не
превышала бы 80 г/дм3 (в пересчете на NaOH). Фактическая же соленость
пластовой воды составляла 460 г/дм3.
В докладе приведены результаты расчета минимального объема
промывной воды, требуемой для промывки смеси конденсатов и нефти на
ДКС-1, необходимой для обеспечения нормируемой по ТУ подготовки сырья до остаточного содержания хлоридов 400 мг/дм3 и воды – 0,5%. (табл.
1).
Исходное содержание хлоридов в сырье принято равным 4600
3
мг/дм , воды - 1,0% (на основании анализа качества поступающего на
ДКС-1 сырья).
При расчете принято, что:
- отстойник позволяет обеспечить разрушение эмульсии до остаточного содержания воды - 0,5% (вариант 1) и 0,3% (вариант 2) (при
применении достаточного уровня нагрева эмульсии и эффективного деэмульгатора);
- эффективность смешения промывной воды с сырьем принята равной 80%;
- содержание хлоридов в промывной воде - 300 мг/дм3.
236
Расчет осуществляли по следующей формуле:
Sпласт х Wпласт + (Sпром x Wпром х К )
Wвых
Sвых = -------------------------------------------- -- х ------------ ,
Wпласт + (Wnpом х К )
100
где: Свых. - содержание хлоридов в сырье после отстойника, мг/дм3
Sпласт - соленость пластовой воды, мг/дм3
Sвых
Sпласт = ------- х 100 ;
Wпласт
Wвых - содержание воды после отстойника, %;
Свх - исходное содержание хлоридов в сырье, мг/дм3;
Wпласт- содержание пластовой воды в сырье, %.
Sпром - соленость промывной воды, мг/дм3 (принята равной 300
мг/дм3);
Wпром - объем промывной воды, % на сырье;
К - коэффициент, характеризующий эффективность (степень) смешения промывной воды с пластовой (принято К=0,8).
Как видно из приведенных в табл.1 результатов расчета, для обеспечения обессоливания сырья с исходным содержанием хлоридов 4600
мг/дм3 и воды 1% до нормируемого по ТУ качества требуется не менее 6%
на сырье промывной пресной воды (при одноступенчатом обессоливании).
В случае достижения в термохимическом отстойнике более глубокого
обезвоживания (до остаточного содержания воды - 0,3%) минимальная потребность воды составит ~ 3% на сырье.
В докладе приведены рекомендуемая принципиальная технологическая схема узла промывки пресной водой смеси конденсатов и нефтей на
ДКС и расчетная схема распределения хлоридов в потоках сырья, промывной и дренажной воды.
№
п/п
1
2
Подача
пресной Результаты подготовки сырья
промывной воды, Остаточное содержание
хлоридов,
воды,
% об. на
мг/дм3
%
сырье
0
0,5/0,3
2300/1380
2
0,5/0,3
885/530
Таблица 1.
Примечания
Простое обезвоживание
237
3
3
4
4
0,5/0,3
678/400
0,5/0,3
Минимальная потребность
пресной промывной воды
при остаточном содержании воды в сырье - 0,3%
~550/330
5
6
0,5/0,3
~400/240
6
7
0,5/0,3
~350/210
Минимальная потребность
пресной промывной воды
при остаточном содержании воды в сырье - 0,5%
_
СРАВНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И КАТАЛИТИЧЕСКИХ
СВОЙСТВ РАВНОВЕСНЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ
КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА
Тростина А.В., Капустин В.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
В качестве объекта исследований были выбраны образцы равновесныхмикросферических катализаторов каталитического крекинга Люкс2 (Омский НПЗ), Reduction DMS (BASF) и Spectra-913(GRACE).Для обеспечения объективности результатов исследований образцы катализаторов
испытаны по одной методике, в одинаковых условиях, с использованием
идентичного оборудования и приборов. Испытания проводили на гидроочищенном вакуумном газойле (GRACE).Крекинг осуществлялся при
температуре 5270С в стационарном слое катализатора при равномерной
подаче порции сырья в течение З0с. на лабораторной установке SCTMAT(Grace). Результаты экспериментов представлены в таблице.
Табл.1 Выходы продуктов на сырье (масс.%)
Продукты,
масс.%
Cухой газ
Сжиженный газ
Бензин,28…2160С
Кокс
Конверсия, %
Кратность
циркуляции, г/г
238
Образцы равновесных катализаторов
Люкс-2
2,6
21,6
50
3,3
77,6
7,4
Reduction DMS
2,3
20,9
47,5
3,3
74
3,6
Spectra-913
2,7
23,8
50,4
3,3
80
6,4
Селективность,
%:
по сухому газу
3,4
3,1
3,4
по сжиженному
27,8
28,2
29,8
газу
по бензину
64,4
64,2
63
по коксу
4,3
4,5
4,1
Компоненты
бензина С5 и
выше, %(об.):
н-парафины
3
2,7
3,1
изо-парафины
35,1
30,7
36
ароматика
34,7
33,8
36,9
нафтены
7,5
7,4
6,4
олефины
19,7
25,3
17,6
Октановые числа
бензинов:
RON
94,2
95,1
95,1
MON
83,4
83,3
84,4
В табл.1 приведены данные по равновесным катализаторам Люкс-2,
Reduction DMS и Spectra-913. Эти данные показывают, что Spectra-913 является более активным катализатором (в бензиновой фракции больше ароматики и парафинов, но меньше нафтенов и олефинов, максимальна конверсия сырья и др.). При этом отечественный катализатор Люкс-2 не
уступает по селективности и активности иностранным аналогам по всем
основным параметрам: сухой газ, сжиженный газ, бензин и кокс; октановые числа бензинов, которые были определены методом газовой хроматографии на основе компонентного состава, практически близки.
239
СТЕНДОВЫЕ ОПТИМИЗАЦИЯ ТОВАРНОЙ ФОРМЫ
ДЕПРЕССОРНО-ДИСПЕРГИРУЮЩИХ ПРИСАДОК ДЛЯ
УЛУЧШЕНИЯЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ДЕЙСТВИЯ В ДИЗЕЛЬНЫХ
ТОПЛИВАХ
Киташов Ю.Н., Чавдаров И.С., Фомичев В.В.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
Неконтролируемая кристаллизация парафинов – технологическая
проблема, с которой сталкиваются во многих областях нефтеперерабатывающей промышленности. Наиболее рациональным решением этой проблемы является использование депрессорно-диспергирующих присадок,
улучшающих низкотемпературные свойства дистиллятов и обеспечивающих их седиментационную устойчивость при холодном хранении. Известно, что ввод таких присадок в топливо должен осуществляться при наличии фактора перемешивания и температуре около 50 °C. Введение же присадок при более низких температурах приводит к потере их эффективности
в плане улучшения низкотемпературных свойств, что является серьезной
проблемой для нефтяных терминалов и нефтебаз из-за отсутствия возможностей разогрева.
Целью настоящего исследования являлось изучение влияния различных факторов на эффективность действия концентратов депрессорнодиспергирующих присадок в дизельном топливе, а именно:
 влияние природы растворителя;
 влияние степени разбавления;
 влияние температуры ввода;
 влияние фактора перемешивания.
По итогам работы получены следующие результаты:
 введение полученных концентратов в дизельное топливо в той
же концентрации, что и активное вещество присадки, обеспечивало получение топлива с такими же низкотемпературными свойствами;
 концентраты в отличие от чистой присадки не теряли эффективности при температурах, близких к температурам помутнения дизельного топлива;
 перемешивание положительно влияет на эффективность действия концентратов в дизельных топливах, особенно заметно это проявляется при пониженных температурах ввода концентратов присадок;
 разработана
товарная
форма
образца
депрессорнодиспергирующей присадки в виде концентрата в керосине или дизельном топливе. Разработанные концентраты присадок представляют собой гомогенную систему, которая выдерживала хранение без расслаивания при температуре до минус 10 C.
240
МАЛЫЕ НПЗ РОССИИ – ПЕРСПЕКТИВЫ
Зуйков А.В., Чернышева Е.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время в России насчитывается порядка 190 мини-НПЗ,
мощности которых колеблются в интервале от 1 тыс. тонн до 3 млн. тонн в
год, из них только не более 5 % заводов имеет мощность по первичной переработке нефти превышающую 1 млн. тонн нефти в год. Наибольшее
внимание среди указанных НПЗ малой мощности следует отнести к следующим конкретным предприятиям: ЗАО КНЗ-КраснодарЭкоНефть, ООО
Афипский НПЗ, Яйский НПЗ (ввод в 4 квартале 2010 г.), ООО Верхотурский НПЗ (ввод 2010 г.), ООО Нижневартовское НПО, ЗАО Антипинский
НПЗ – мощность до 3 млн. тонн в год, ОАО Новошахтинский завод нефтепродуктов, ООО Марийский НПЗ – мощность до 1,3 млн. тонн в год.
Основной продукцией этих НПЗ является прямогонные фракции или
товарные нефтепродукты полученные по ТУ. В связи с введением технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному
бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» перед мини-НПЗ встает задача строительства
блоков вторичной переработки прямогонных дистиллятов.
Проведенный анализ экономической эффективности строительства
блоков по производству высокооктановых бензинов классов 4,5 на НПЗ
мощностью от 1 до 3 млн. тонн нефти в год показал высокий уровень капитальных затрат, длительный срок окупаемости проектов и высокая себестоимость продукции. Это обстоятельство объясняется тем, что существуют постоянные затраты, которые не зависят от мощности по прямопропорциональной зависимости. Результаты анализа показывают, что строительство блоков по производству ВО бензинов класса 4,5 будет оправдано при
увеличении мощности первичной переработки нефти до 6 млн. тонн в год.
Однако необходимо обратить внимание на тот аспект, что увеличение первичной переработки ограничено возможностями российской трубопроводной системы и долгосрочными контрактами на поставку сырой нефти.
Наиболее рациональным и экономически эффективным для указанных НПЗ, является организация строительства установок гидроочистки дизельного топлива с блоком производства водорода, которые позволят производить высококачественное дизельное топливо класса 4,5 удовлетворяющее требованиям технического регламента, при этом срок окупаемости
данных процессов не превышает 4 года.
Мини-НПЗ мощностью менее 1 млн. тонн нефти в год могут рассматриваться как производители полуфабрикатной продукции.
241
ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫЙ КОМПЛЕКС ПО ПЕРЕРАБОТКЕ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Зуйков А.В., Чернышева Е.А., Критский В.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Введение технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для
реактивных двигателей и топочному мазуту» обозначило все существующие проблемы НПЗ России, главной из которых является качество выпускаемой продукции.
Неотъемлемой частью высокооктанового товарного бензина класса
4,5 удовлетворяющего требованиям технического регламента является алкилат, который характеризуется отсутствием сернистых и ароматических
соединений. По предварительным расчетам современному крупному НПЗ
необходимо производить алкилат в количестве 10-15 % от суммарного
бензинового пула.
Однако необходимо обратить внимание на тот аспект, что количество производимого алкилата ограничивается количеством получаемых
пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций на установках каталитического крекинга.
Для увеличения выработки алкилата считаем целесообразным рассмотреть возможность строительства высокотехнологичных комплексов по
производству
алкилата из пропана и бутана, мощности которого на
нефтеперерабатывающем предприятии составляют значительные количества и являются дополнительным сырьевым источником.
В структуру комплекса могут входить следующие технологические
объекты: установка изомеризации бутана нормального строения, установка
дегидрирования пропана и бутана, установка алкилирования изобутана
олефинами с блоком регенерации серной кислоты.
В работе был проведен ориентировочный расчет техникоэкономических показателей эффективности строительства данного комплекса, который показал высокую рентабельность процесса и низкий срок
окупаемости.
При этом необходимо сделать акцент в пользу выбора российских
технологий по вышеуказанным процессам, которые по экономическим и
экологическим показателям не только не уступают иностранным аналогам,
но и превосходят их по отдельным показателям. Единственной проблемой
является разработка базовой технологии процесса изомеризации бутана
нормального строения, на базе имеющихся разработок отечественных катализаторов.
242
ГИДРООЧИСТКА БЕНЗИНА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА –
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ
Зуйков А.В., Чернышева Е.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Стоящие перед российской нефтепереработкой задачи улучшения
качества выпускаемой продукции и одновременное увеличение глубины
переработки нефти будет реализовываться посредством строительства
комплексов каталитического крекинга, гидрокрекинга и дополнительных
гидрооблагораживающих процессов для удаления серы и ароматических
углеводородов в дистиллятных продуктах.
Одним из наиболее массовых, качественных компонентов товарного
бензина является бензин каталитического крекинга. Данный продукт характеризуется достаточно высоким октановым числом (92 по и.м.), причем
большинство октанобразующих соединений представлены классами ароматических и олефиновых углеводородов, но значительным содержанием
серы до 0,3 % масс. в зависимости от содержания серы в сырье - вакуумном газойле. Поэтому бензин каталитического крекинга необходимо подвергать дальнейшей гидроочистке от сернистых соединений.
Но необходимо отметить, что в условиях стандартной гидроочистки
возникает ряд проблем, первая - водород насыщает двойные связи олефинов, что ведет к увеличению его расхода, вторая – потеря октанового числа
бензина достигающая иногда 9-10 п.
Одним из наиболее популярных методов является метод разделения
широкой фракции бензина каталитического крекинга на легкую и тяжелую
часть. Легкая часть содержит максимальное количество олефиновых углеводородов и незначительное количество сернистых соединений, представленных в основном меркаптанами. Тяжелая часть содержит максимальное
количество серы, в основном производных тиофена и незначительное количество олефиновых углеводородов. Недостатком данного метода является провал октанового числа в средней фракции 70 – 140 0С и не удовлетворяющее снижение ОЧ до 3 п. при максимальном снижении серы до 50 ppm.
При увеличении степени гидрообессеривания значение потери октанового
числа увеличивается до 5 – 6 п.
Поэтому является наиболее актуальным создание технологии по удалении тиофеновой серы посредством селективных химических реакций.
Тиофены подвергаются каталитической реакции с олефинами, содержащимися в бензине КК, с получением высококипящих соединений, которые
затем удаляют фракционированием. Реакция протекает в мягких условиях
на твердокислотном катализаторе без использования водорода. Степень
удаления сернистых соединений составляет 99,5 % при потери ОЧ бензина
0 – 2 п.
243
ПОЛУЧЕНИЕ БИОДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА МЕТОДОМ
ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ В
СПЕЦИАЛЬНЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РЕАКТОРАХ
Бончев И.Р., Киташов Ю.Н., Фомичев В.В., Назаров А.В.
(НПО «Специальные технологии»,
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Сегодня наряду с традиционными дизельными топливами, выпускаемыми классическими процессами нефтеперерабатывающей промышленности, все большее распространение получает так называемое «биодизельное топливо», вырабатываемое путем химической обработки растительного масла или животных жиров, которое может служить добавкой к дизельному топливу нефтяного и газоконденсатного происхождения или полностью заменить его.
Применяемый в настоящее время в Европе метод получения «биодизеля», известный как «трансэфиризация», состоит в расщеплении молекулы глицерольного эфира жирной кислоты на молекулы метилового эфира.
Процесс заключается в длительном перемешивании сырьевых компонентов при температуре 70–80 °С. Данный метод требует много времени, расхода энергии и множество емкостей для перегонки.
Использование высокочастотной магнитокавитационной обработки
позволяет получать биодизельное топливо с улучшенными характеристиками «за проход» из различных типов масел. Кроме того, увеличивается
скорость процесса, конверсия сырья и селективность реакции этерификации, до 30–40 °C снижается температура реакции, в 5–7 раз снижается
энергопотребление, уменьшается парк емкостей, исключается необходимость мойки и сушки конечного продукта.
Целью настоящей работы являлось получение биодизельного топлива из рапсового масла российского производства методом высокочастотной импульсной обработки в специальных гидродинамических реакторах.
В результате был получен образец биодизельного топлива на основе
отечественного сырья, который удовлетворял по всем показателям качества требованиям американского и европейского стандартов ASTM D-6751
и EN 14214 соответственно.
244
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЛНОВЫХ
ВОЗДЕЙСТВИЙ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
Киташов Ю.Н., Назаров А.В. Тесленко Г.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО НПО «Специальные
технологии»)
В настоящее время, имеется достаточно много работ, указывающих
на возможность успешного применения на НПЗ магнитных, электромагнитных полей, гидродинамических, кавитационных и ультразвуковых
устройств и т.д. В большинстве упомянутых технологий используются высокоэнергетические воздействия, что требует как соответствующей оценки
целесообразности энергозатрат, так и дополнительных мер по охране труда
обслуживающего персонала.
Выделим те перспективные направления использования волновых
технологий высоких энергий, где эффективность в наибольшей мере подтверждена. В гидродинамических магнито-импульсных и ультразвуковых
установках создаются особые условия обработки жидкости - большие градиенты скоростей и температур, эффективная турбулизация потока, поле
мощных акустических колебаний широкого диапазона частот, кавитационные эффекты, воздействие переменного магнитного поля, с одновременным
механическим воздействием на частицы дисперсной фазы. Все эти эффекты
вызывают резкое ускорение и полноту физико-химических преобразований,
существенное повышение эффективности реагентов и улучшение качества
и рабочих параметров обработанных жидкостей, эмульсий и суспензий, что
позволяет в потоке получать продукцию улучшенного качества с минимальным расходом реагентов, присадок, либо вообще без всяких добавок.
Установки имеют незначительные размеры и вес, их можно легко, без заметных изменений существующего оборудования применять при непосредственном производстве нефтепродуктов, а так же использовать для модификации, очистки, регенерации любых готовых рабочих жидкостей, эмульсий, суспензий, применяемых на производственных предприятиях.
Описанные эффекты могут быть реализованы на оборудовании
различного типа: проточных пьезо - и магнитострикционных ультразвуковых реакторах, роторных кавитационных аппаратах и проточных гидродинамических реакторах (свистки). Недостатками ультразвуковых устройств
являются сложность масштабирования и высокие энергозатраты. Слабое
место кавитационных устройств – возможность абразивного износа и
нарушений в работе при наличии заметного количества твердых частиц.
Для промышленного использования в больших масштабах (от 1 до 50м3/час
и более) наиболее подходят проточные гидродинамические реакторы. Такие аппараты используются для приготовления устойчивых эмульсий,
«предкрекинговой» подготовки нефти, в производстве биодизельного топ-
245
лива, получения смесевых топлив, топлив и масел с присадками (в том числе при пониженных температурах окружающей среды) и пр.
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕХНИЧЕСКОГО
УГЛЕРОДА
Гюльмисарян Т.Г.
(РГУ нефти и газа имени И .М .Губкина)
Современное производство технического углерода (ТУ) является одной из отраслей нефтехимии и связано с использованием углеводородного
сырья и выделением значительного количества вторичного тепла процесса.
Образующийся в процессе пиролиза углеводородного сырья аэрозоль ТУ
обладает значительным энергетическим потенциалом. Эта энергия посредством рекуперативного теплообмена может быть использована для предварительного нагрева исходных материальных потоков: углеводородного
сырья, технологического воздуха и топлива, поступающих в реактор для
получения ТУ, а также для выработки тепла и электроэнергии.
Энерготехнологический принцип реализации процесса предусматривает органическое сочетание химической технологии с энергетикой, базирующейся на рациональной утилизации вторичного тепла процесса получения ТУ.
С учетом мировой тенденции удорожания углеводородного сырья
более эффективной становится реализация принципа энерготехнологического комбинирования, при котором потребляется минимально возможное
количество природного газа. Этот подход принципиально стал возможным
в результате накопленного опыта промышленной эксплуатации аппаратов,
позволяющих рекуперировать тепло аэрозоля ТУ при значительном содержании в нем пылевидного продукта.
Совершенствование технологии производства ТУ из жидкого углеводородного сырья с одновременной утилизацией вторичной энергии является важной и актуальной научно-технической задачей.
Результаты исследований показали, что использование части тепла
отходящих газов производства для нагрева технологического воздуха дает
заметный эффект, выразившийся в снижении удельного расхода воздуха. В
итоге наблюдается повышение выхода ТУ, уменьшение объема отходящих
газов, сокращение расхода «закалочной» воды; снижение нагрузки на
улавливающую систему, повышение теплотворной способности отходящих газов при сохранении качества ТУ.
Экономический эффект от реализации энергосберегающей технологии на одном технологическом потоке составил 28 млн. рублей.
246
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ОСАДКОВ ОЧИСТНЫХ
СООРУЖЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ТЕХНОЛОГИИ ОБМЕННЫХ
РЕЗОНАНСНЫХ ВЗАИМОДЕЙСТВИЙ
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Буланова И.И., Ильинец А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ЗАО «ОРВ-технологии»)
При работе различных очистных сооружений образуется значительное количество осадков, в том числе и избыточных активныых илов
после биологической очистки, что создает определенные экологические
проблемы. Такие отходы могут занимать значительные земельные
участки и при этом в случае плохой аэрации выделять метан и другие
парниковые газы. Желательна ускоренная переработка илов с конечным
получением ценных субстратов, использующихся в растениеводстве.
В январе 2009 г. на Курьяновских очистных сооружениях впервые
в Москве заработала мини-ТЭС, мощностью 10 Мвт, использующая
в качестве топлива биогаз, полученный из биомассы, содержащейся в
иле. Термофильный ил, являющийся уже остатком биогазового производства, имеет высокую кислотность и требует длительной ферментации в условиях достаточной аэрации или захоронения. Аэрация могла
бы хорошо идти естественным путем – с помощью дождевых червей, но
черви обычно не выживают в подобном кислом термофильном иле.
Авторами проведен эксперимент по возможности переработки
термофильного ила дождевыми червями с использованием технологии
обменных резонансных взаимодействий (ОРВ). Обычных дождевых
червей в течение 1 мес. обрабатывали ОРВ, постепенно приучая к питанию частично ферментированным термофильным илом, последовательно увеличивая концентрацию последнего до 100% в смеси с почвой. В
результате электромагнитной резонансной обработки (ОРВ-технологии)
скорость размножения червей выросла многократно. За 4 мес. из 200
червей выросло более 22 тыс. взрослых особей, т.е. коэффициент размножения червей за год превышает 1 млн. В то же время, известно, что
коэффициент размножения калифорнийских червей, использующихся
обычно в вермикультуре составляет порядка 1,5 тыс. Микробиологический анализ показал, что черви, обработанные ОРВ, подверглись определенной мутации, благодаря чему смогли перерабатывать термофильный ил. По-видимому, при воздействии ОРВ имеет место синергетический эффект от интенсификации развития как микроорганизмов, так и
дождевых червей.
Таким образом, можно утверждать, что ОРВ-технология способна
заметно активизировать процессы ферментации и роста микроорганизмов. Соответственно все это может найти применение при решении ряда экологических проблем, связанных с работой промышленных и го247
родских очистных сооружений, различных сельскохозяйственных предприятий, биологической очисткой загрязненных земель.
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КАЧЕСТВА СПИРТА И СОСТАВА
УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФРАКЦИИ НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ БИОЭТАНОЛЬНОГО
ТОПЛИВА Е85
Асяев А.Н., Емельянов В.Е., Никитина Е.А.
(ОАО «ВНИИНП»)
В настоящее время во всем мире проявляется повышенный интерес к
проблеме выбросов парниковых газов, приводящих к нежелательному изменению климата. В связи с этим, особое внимание уделяется применению
биотоплив, вырабатываемых из возобновляемого сырья, в частности биоэтанолу.
Этанол оказывает существенное влияет на физико-химические и эксплуатационные показатели бензиноэтанольный топлив, такие как испаряемость и октановое число бензина, коррозионные свойства, фазовую стабильность и другие.
Исследовано влияние состава углеводородной фазы и содержания
воды в спирте на антидетонационные характеристики биоэтанольного топлива Е85 (85% этанола и 15% углеводорода).
Детонационная стойкость биоэтанольных топлив значительно превышает детонационную стойкость углеводородных баз. Наличие воды в
спирте также повышает детонационную стойкость топлива Е85, т.к. вода
снижает тепловые нагрузки двигателя и повышает коэффициент наполнения.
Исследовано влияние различных углеводородных фракций на испаряемость получаемых биоэтанольных топлив.
248
Рисунок 1. Зависимость ДНП спиртоуглеводородных композиций от
содержания этанола
100
90
80
ДНП, кПа
70
60
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Массовая доля спирта, %
Изомеризат
Регуляр-92
Прямогонная фракция
Рисунок 2. Зависимость объемной доли выпаривания при 70 0С
спиртоуглеводородных композиций от содерж ания этанола
Объемная доля выпаривания при 70 0С, %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Массовая доля спирта, %
Изомеризат
Прямогонная фракция
Премиум-95
Из рис.1 видно, при добавлении 5-10 % спирта к товарным бензинам
и различным углеводородным фракциям, давление насыщенных паров
(ДНП) спиртоуглеводородных композиций возрастает на 3-7 кПа. Это объясняется образованием азеотропов, обладающих более высоким ДНП, чем
ДНП компонентов, его образующих. При дальнейшем увеличении концентрации этанола в бензине, ДНП постепенно падает, стремясь к значению
чистого этанола.
На рис.2 показано, наибольший прирост объема выпаривания при
0
70 С спиртоуглеводородной композиции имеет прямогонная фракция. Это
обусловлено повышенным содержанием изопарафинов С7 (20%) в прямогонной фракции с Ткип=80,5÷93,50С, которые способны образовывать
азеотропы с этанолом с температурой кипения до 700С.
Проведены исследования по оценке влияния качества спирта на низкотемпературные свойства биоэтанольного топлива Е85. Установлено, что
наличие воды в этаноле 4-6% не оказывает существенное влияние на фазовую стабильность топлива Е85. Температура помутнения составляет ниже
минус 550С.
Таким образом, проведенные исследования и испытания по оценке
влияния состава углеводородной фракции на физико-химические и эксплуатационные свойства биоэтанольного топлива Е85 показали, что ДНП и
углеводородный состав исходного углеводорода в значительной степени
249
влияет на испаряемость топлива Е85, а октановое число исходного углеводорода в меньшей степени влияет на антидетонационные характеристики
топлива Е85. Для применения этих топлив может быть использован как товарный бензин, так и отдельные фракции.
Проведены испытания по оценке коррозионной агрессивности топлив Е85 со спиртами различной природы получения а также антикоррозионной эффективности зарубежных присадок и ингибиторов коррозии.
Установлено, что спирты различной природы производства обладают
разной коррозионной агрессивностью и присутствие воды в спирте усиливает коррозионную агрессивность топлива Е85. Эффективность действия
антикоррозионных присадок также зависит от качества спирта. Для обеспечения требуемого уровня защитных свойств топлив, полученных из различных спиртов, необходима разная концентрация присадки.
ЭВОЛЮЦИЯ В ПРИМЕНЕНИИ БАЗОВЫХ КОМПОНЕНТОВ В
СОСТАВАХ МОТОРНЫХ, ТРАНСМИССИОННЫХ И
ГИДРАВЛИЧЕСКИХ МАСЕЛ
Цветков О.Н.
(ОАО «ВНИИНП»)
Среди широкого ассортимента смазочных масел различного назначения существенную роль играют моторные, трансмиссионные и гидравлические масла, применяемые в механических узлах подвижной техники,
такой как автомобильная, дорожно-строительная, лесозаготовительная,
железнодорожная, авиационная, морская, сельскохозяйственная и пр.
Суммарное потребление моторных, трансмиссионных и гидравлических
масел в развитых странах составляет примерно половину от всего объёма
расхода масел и в России оно находится на уровне 800-850 ттг. Требования
к этим маслам постоянно возрастают в связи с увеличением удельных давлений на сопряжённые и контактные элементы механизмов, повышением
скоростных, механических и тепловых нагрузок. Несмотря на значительные внешние и конструкционные различия между механизмами трансмиссий и гидравлики, перечень основных требований к маслам для этих механизмов имеют аналогии. В частности, для этих типов масел важны реологические, антиокислительные, антикоррозионные, противоизносные и противозадирные свойства, стабильность указанных свойств в течение всего
времени работы масла. Уровень требований по отдельным характеристикам в свою очередь связан с классом вязкости и группой эксплуатационных свойств масел.
Возросшие в последнее время технические, экологические и экономические требования к этим маслам проецируются соответственно на базовые компоненты. Базовые масла группы I по API (масла со средним ин250
дексом вязкости) не обеспечивают получение требуемых свойств из-за
низкого индекса вязкости (менее 95), высокого содержания ароматических
углеводородов (более 20%) и серы. Введение присадок не обеспечивает
достижение современных требований к товарным маслам. Необходимы базовые масла с минимальным содержанием ароматических углеводородов,
сернистых и азотистых соединений, с высоким и очень высоким индексом
вязкости, узким фракционным составом, низкой испаряемостью, улучшенной низкотемпературной реологией.
Зарубежная практика, располагающая значительными мощностями
по производству основ II-III групп показывает, что вовлечение этих основ
в моторные масла для современных автомобилей должно составлять 25%
и стремиться к примерно 45% от общего количества базовых масел, используемых в составах моторных масел. Использование масел III и IV
групп позволяет существенно улучшить реологические свойства моторных, способствует повышению их антиокислительных свойств и стабильности при повышенных температурах. Например, замена базового компонента I группы на компонент III группы снижает низкотемпературную
вязкость трансмиссионного масла почти в три раза. Именно применение
основ II группы обеспечивает необходимый баланс низкотемпературной
реологии и стабильности гидравлических масел.
РАЗРАБОТКА ПРИСАДОК ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ДИЗЕЛЬНЫХ
ТОПЛИВ ЕВРОПЕЙСКОГО КАЧЕСТВА
Окнина Н.Г., Безгина А.М., Данилов А.М.
(ОАО ВНИИНП)
Для производства дизельных топлив, соответствующих нормам Специального технического регламента «О требованиях к автомобильным и
авиационным бензинам, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» необходимы противоизносные,
депрессорно-диспергирующие присадки и промоторы воспламенения, повышающие цетановое число топлива. До последнего времени практически
все они закупались за рубежом. Для того чтобы устранить зависимость от
импортных поставок были предприняты разработки отечественных присадок, которые завершились созданием ассортимента, который в ближайшей
перспективе сможет удовлетворить потребности российского производителя. Основные работы проводились по Федеральной целевой программе,
исполнителями которой выступили ФКП «Завод имени Я.М.Свердлова» и
ОАО ВНИИ НП. Кроме того, по инициативе отдельных организаций и
предприятий выполнялись разработки отдельных присадок или пакетов
присадок. Разработанный ассортимент представлен в таблице.
Разработчик
Присадка
Назначение
Изготовитель
251
ВНИИ НП
ВНИИ НП
ВНИИ НП
Байкат
ВЭС-410Д
Депран-ДП
ООО «ПНХ»
Каскад-5
Противоизносная
Депрессор
Диспергатор парафинов
Противоизносная
АЗКиОС
АЗКиОС
НПФ «Депран»
ОАО ИвХимПром
ООО «Оксохим- ЦГН (циклогексил- Промотор
вос- ФКП
«Завод
нефть»
нитрат)
пламенения
имени
Я.М.
Свердлова»
ООО «АлтайМиксент-2030
Противоизносная ООО «Алтайский центр при- Миксент-2020
Депрессорная
ский центр
кладной химии», Миксент-2000
Промотор
вос- прикладной
Бийск
пламенения
химии», Бийск
Миксент-2040
Диспергатор парафинов
Некоторые присадки (Байкат, Каскад-5) уже производятся и поставляются заводам. Производство других присадок подготовлено и будет организовано в ближайшее время. Оно полностью обеспечено отечественным
сырьём и существующей технологической базой. Переход на присадки
собственного производства обеспечит нефтяным компаниям и предприятиям существенную экономию, новые рабочие места и независимость от
импорта при выработке стратегически важного продукта, каким является
топливо.
ВЛИЯНИЕ СПИРТОВ НА ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ
СМОЛИСТЫХ НЕФТЕЙ
Прозорова И.В., Небогина Н.А., Юдина Н.В., Литвинец И.В.
(Институт химии нефти СО РАН)
Поверхностные явления играют решающую роль в процессах добычи, подготовки и переработки нефти. Оптимизация процессов транспортировки нефтяных систем по трубопроводам связана с уменьшением гидродинамического сопротивления. Регулирование гидродинамических параметров путем управления физико-химическими характеристиками транспортируемых нефтяных систем позволило бы значительно увеличить пропускную способность нефтепроводов. В связи с этим представляет научный интерес изучение поверхностного натяжения смолистых нефтей на
границе раздела нефть – водная фаза, с добавлением ряда спиртов и спиртовых растворов щелочи на поверхностное натяжение нефтей: метанола,
октанола, бутанола, о- и п- ксилолов, смеси жирных спиртов С4 – С11 и
растворы NаОН в метаноле и бутаноле.
252
Установлено, что для нефтей, содержащих очень мало нефтяных
кислот (содержание СООН-групп менее 0,04% масс.) добавление разнообразных спиртов приводит к снижению поверхностного натяжения только
при больших концентрациях последних (более 8% масс.). Для нефтей с
значительным количеством нефтяных кислот (содержание СООН-групп
выше 0,15 % масс.) характерно заметное снижение поверхностного натяжения при добавлении незначительного количества (менее 1% масс.) спиртов.
ВЛИЯНИЕ ОЗОНА НА СОСТАВ АЗОТСОДЕРЖАЩИХ
СОЕДИНЕНИЙ СРЕДНЕДИСТИЛЛЯТНЫХ ФРАКЦИЙ
Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А.
(ИХН СО РАН, г. Томск)
Решение проблемы углубления переработки нефти в России связывают с поиском нетрадиционных методов облагораживания углеводородного сырья, среди которых наиболее перспективным считается озонолиз.
Широкое внедрение озонных технологий в практику исследования и переработки нефтей и их компонентов сдерживается недостатком информации
о составе исходных веществ и продуктов их превращения.
Изучено влияние озона на распределение и состав азотистых оснований дизельной фракции. Озонировали концентрат сильных оснований (I),
смесь сильно- и слабоосновных соединений (II), а также прямогонный дистиллят, выкипающий в интервале температур 140 – 375 0С. Процесс осуществляли на стендовой установке с проточным реактором при комнатной
температуре и объемном расходе озона 10 г/кг сырья.
В процессе озонирования в составе азотистых соединений продуктов
I, II полностью исчезают слабые основания и снижается концентрация
сильноосновных компонентов (до 20 % отн.). Основную массу остающихся
сильных оснований составляют азапирены, бензохинолины и бензотиофенохинолины, мксимум в распределении которых приходится, главным образом, на мононафтенозамещенные структуры. Наименьшую устойчивость
по отношению к озону проявляют пиридины, тиазолы и тиофенохинолины.
В условиях озонирования нефтяного дистиллята содержание сильных оснований также снижается, но слабых оснований - возрастает.
По сравнению с неозонированной дистиллятной фракцией, в составе
азотистых оснований преобразованного дистиллята возрастает доля дибензохинолиновых структур. Большую часть слабоосновных компонентов составляют гетероциклические ароматические амиды, типа пиридонов. В составе как сильных, так и слабых оснований присутствуют азотсодержащие
карбоновые кислоты, основность, которых определяется положением карбоксильной группы по отношению к атому азота.
253
Установленный характер распределения азотистых соединений в
преобразованном дистилляте свидетельствует о том, что при озонолизе в
системе протекают реакции, приводящие к разрушению высокомолекулярных ароматических азотистых соединений и окислению исходных продуктов.
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ КОНЦЕНТРАЦИИ
СВОБОДНЫХ РАДИКАЛОВ И ВАНАДИЛПОРФИРИНОВЫХ
КОМПЛЕКСОВ В ТОВАРНЫХ БИТУМАХ С ИХ ФИЗИКОМЕХАНИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Фионов А.В.
(Московская государственная академия тонкой химической технологии имени М.В. Ломоносова, МГУ им. М.В.Ломоносова)
Согласно современным научным представлениям дисперсная фаза
гудронов и нефтяных битумов состоит из ядра и сольватной оболочки. Ядро образовано ассоциатами асфальтенов, в которых локализованы парамагнитные частицы: долгоживущие стабильные свободные радикалы и ванадилпорфирины. Сольватный слой состоит из диамагнитных молекул
смол. Последние в условиях процесса окисления гудронов в результате гомолитической диссоциации в присутствии кислорода подвергаются химическим превращениям с образованием асфальтенов и радикалов, в том
числе и стабильных. В свою очередь в результате жидкофазного окисления
ареновых и нафтеновых углеводородов дисперсионной среды образуются
смолы. За счет этих химических превращений концентрация дисперсной
фазы увеличивается. Изучение взаимосвязи парамагнетизма товарных дорожных и кровельных битумов с их физико-механическими свойствами
проводили методом ЭПР на приборе BRUKER ELEXSYS E 500. В ходе исследований были изучены физико-механические свойства 15 образцов дорожных и кровельных битумов разных заводов изготовителей по показателям температура размягчения, пенетрация при 25ºС и температура хрупкости. Для сравнения по этим же показателям исследовали гудрон и асфальтит – исходное сырье для получения битума. Сравнение спектров ЭПР исследованных образцов показало, что в исходном сырье содержание стабильных свободных радикалов вдвое меньше, чем у окисленных битумов,
концентрация ванадилпорфиринов может изменяться в зависимости от соотношения компонентов при компаундировании переокисленного битума,
исходного гудрона и тяжелого экстракта селективной очистки.
Полученные результаты выявили взаимосвязь температуры размягчения битумов с концентрацией ванадилпорфиринов в них. Температура
хрупкости битумов уменьшается с ростом концентрации ванадилпорфири-
254
нов, а величина пенетрации битумов не меняется в зависимости от их концентрации.
Концентрация свободных радикалов в системе не оказывает влияния
на физико-механические свойства битумов.
ВЛИЯНИЕ КОМПОНЕНТНОГО И УГЛЕВОДОРОДНОГО
СОСТАВА НА ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЯНЫХ БИТУМОВ
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Игошин Ю.Г.
(Московская государственная академия тонкой химической технологии им. М.В. Ломоносова, ЗАО «ТехноНИКОЛЬ»)
Комплексные исследования в области влияния состава дорожных битумов на их структуру и реологические свойства были выполнены в 70-х
годах прошлого столетия профессором Колбановской А.С. и в конце 90-х
профессором В.С.Печеным. В настоящее время состав товарных битумов
различного назначения существенно изменился из-за повсеместного вовлечения в переработку технологических смесей нефтей преимущественно
Западной Сибири. Нефти месторождений Западной Сибири являются
нефтями парафинистого основания и ограниченно допустимы для производства битумов. Исследование компонентного и углеводородного состава
товарных битумов до недавнего времени сдерживались из-за трудоемкости
(20 дней на один образец) и сложности методики (хроматография на силикагеле), применяемой для этих целей. Ситуация значительно упростилась
после создания хроматографа нового поколения LATROSCAN MK-6 (Япония). Принцип действия прибора заключается в анализе плазменноионозационным детектором хромарода с нанесенной на него по принципу
тонкослойной хроматографии предварительно подготовленной пробы битума. В качестве объектов исследования использовали образцы кровельных и дорожных битумов разных марок и разных заводов изготовителей
(всего 20 образцов), а также был изучен состав исходного сырья - гудрона
и асфальтита, выделенных из наиболее представительной смеси товарных
нефтей Западной Сибири. Образцы гудрона и асфальтита получены в промышленных условиях. Для битумов были определены основные физикомеханические свойства: пенетрация при 25ºС, температура размягчения,
температура хрупкости. Кроме того, в ходе выполнения работы по формуле Тракслера рассчитан коэффициент дисперсности битумов, а также показатель растворимости дисперсной фазы в дисперсионной среде
( Пр 
см
ар

, где: Пр - показатель растворимости; см – смолы; а – аса пн
фальтены; ар – ареновые структуры; п+н – насыщенные парафинонафтеновые структуры) и динамическая пластическая вязкость при 25ºС по
величине пенетрации.
255
Увеличение коэффициента дисперсности битумов приводит к росту
температуры размягчения и повышению твердости битумов.
ПРОБЛЕМЫ КАЧЕСТВА НЕФТЯНЫХ КРОВЕЛЬНЫХ БИТУМОВ
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Мурашкина А.В., Игошин Ю.Г.
(Московская государственная академия тонкой химической технологии им. М.В. Ломоносова, ЗАО «ТехноНИКОЛЬ»)
Данная работа посвящена результатам мониторинга качества исходного сырья на предприятии одной из крупнейших компаний «ТехноНИКОЛЬ», специализирующейся в области производства современных высококачественных кровельных рулонных материалов.
В результате проведенных исследований было установлено, что из
101 партии кровельного битума марки БНК 45/190 по данным завода изготовителя все партии соответствуют требованиям стандарта по основным
показателям качества пенетрации при 25ºС и температуре размягчения.
Однако, в ходе приемо-сдаточного анализа было выявлено несоответствие
требованиям стандарта по показателю пенетрация 19,8%отн. от поступивших за 5 месяцев партий. Уровень показателя пенетрация при 25ºС был
значительно ниже требований стандарта. По показателям температура размягчения только одна партия имела температуру размягчения ниже установленной нормы. Потеря качества кровельных битумов марки БНК 45/190
происходила при транспортировке битума в горячем виде в битумовозах
при температуре 160-180ºС от предприятия-изготовителя до предприятияпотребителя. Результаты мониторинга качества тугоплавкого битума марки БНК 90/30, получаемого путем доокисления битума БНК 45/190 на
предприятиях «ТехноНИКОЛЬ» в течение тех же 5 месяцев выявили еще
больший процент несоответствия качества полученных партий (85 партий)
требованиям стандарта. Это указывало на недоработки в части технологии
получения тугоплавких битумов и использовании сырья с отклонениями от
требований стандарта. Кроме того, на основании большого массива данных с помощью корреляционного анализа была проведена проверка взаимосвязи температуры размягчения и пенетрации. Согласно существующим
в настоящее время представлениям с увеличением температуры размягчения битума пенетрация битума должна понижаться.
Полученные данные для битумов марки БНК 45/190 показали, что
при одной и той же температуре размягчения пенетрация битумов изменяется в широких пределах от 165 до 225 0,1мм у производителя и от 100 до
255 0,1мм у потребителя. Это связано с лабильностью коллоидной структурой битумов. Для тугоплавких битумов установлена тенденция к уменьшению пенетрации при росте температуры размягчения. На основании
256
проведенных исследований были разработаны соответствующие рекомендации.
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НАПОЛНИТЕЛЕЙ РАЗЛИЧНОЙ
ПРИРОДЫ НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА СМАЗОК
Алергант М.С., Ежунов Е.М., Чулков И.П., Цыганок С.В., Лихтерова
Н.М.
(ОАО «Центр инвест», ООО «Веда Проект», МИСиС)
Специалисты МИСиС полагают, что одним из возможных путей
снижения затрат на поддержание машин и механизмов действующих производств и городского хозяйства, является создание альтернативных технологий ремонтно-восстановительных работ и оптимизации состава масел
и смазок общего назначения.
Целью данного исследования являлось изучение возможности модифицирования товарных и пластичных смазок общего назначения Литол-24,
ЦИАТИМ-201 и Буксола путем введения наполнителей различной природы, в том числе слоистых силикатов, и высокоэффективных маслорастворимых присадок в базовую основу для повышения уровня качества эксплуатационных свойств. Исходные товарные пластичные смазки вышеуказанных марок были испытаны по всем показателям стандартов. В них вводили комплексные добавки, содержащие мелкодисперсные природные
слоистые и синтетические силикаты (0,1-20 мкм), металлический цинк,
полимеры (ТЭФЗ, УПТФЭ), а также различные маслорастворимые многофункциональные присадки. Полученные предварительные данные показали эффективность введения в состав смазок Литол-24 и ЦИАТИМ-2001
5% масс. мелкодисперсного природного сложного силиката. При этом полученная композиция по основным показателям противоизносных свойств:
критическая нагрузка, нагрузка сваривания, индекс задира, диаметр пятна
износа, превосходила исходные образцы этих смазок. Кроме того сравнение результатов испытаний образцов с добавкой силикатов с образцами
модельной композиции с 12% масс. MoS2 или УПТФЭ, показали что по
своим противоизносным свойствам эти композиции близки, а по противозадирным свойствам незначительно уступают образцам с MoS2 и превосходят образцы с УПТФЭ.
Введение в состав смазки Буксол комплексной добавки содержащей
в своем составе слоистые силикаты, не целесообразно из-за ухудшения
противоизносных свойств: диаметр пятна износа в случае их применения
увеличивается практически в 1,5 раза. Модельные модифицированные
композиции на основе чешуированного цинка и тефлона характеризуются
повышением смазывающей способности. Исследование композиций опти257
мального состава по показателям ГОСТ показало соответствие их уровня
качества предъявляемым требованиям.
ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ МАРКИ СНПХ НА ОСНОВЕ АМИНОВ
ГЕТЕРОЦИКЛИЧЕСКОГО РЯДА
Васюков С.И., Варнавская О.А., Иванов В.А., Угрюмов О.В.
(ОАО «НИИнефтепромхим»)
Использование интенсивных методов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи ведет к росту обводненности добываемых нефтей и вызывает коррозию оборудования скважин: насоснокомпрессорных труб и обсадных колон, а также наземного оборудования и
коммуникаций. Интенсивность коррозии оборудования возрастает в присутствии сероводорода, углекислого газа и органических кислот, а также в
результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Среди противокоррозионных мероприятий особого внимания заслуживает
введение в коррозионную среду ингибиторов коррозии. Потребность в ингибиторах коррозии в нефтегазодобывающей промышленности удовлетворяется только на 60-70%. Поэтому разработка новых ингибиторов коррозии на основе доступного сырья является актуальной задачей.
В качестве такого сырья могут быть использованы амины гетероциклического ряда, являющиеся продуктами коксохимического производства.
В ОАО «НИИнефтепромхим» был проведен синтез функциональнозамещенных N-[арилоксикарбонилметил]гетерилоний хлоридов. В результате
проведенных исследований установлено, что данные соединения являются
ингибиторами коррозии углеродистых сталей в минерализованных сероводородсодержащих и в солянокислотных средах, а также обладают бактерицидным действием.
На основе данных соединений был разработан и внедрен в производство ингибитор коррозии СНПХ-6438 широко применяющийся во многих
нефтедобывающих компаниях России. Ингибитор коррозии СНПХ-6438
предназначен для защиты от коррозии систем сбора и транспорта водонефтяных эмульсий, систем поддержания пластового давления, в агрессивных нефтепромысловых средах, содержащих сероводород, углекислый газ
и сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Данный химреагент может
быть использован при солянокислотных обработках скважин и для защиты
оборудования на НПЗ, например, для защиты холодильных узлов колонн
ректификации для получения дизельного топлива.
По результатам промыслового применения ингибитор коррозии
СНПХ-6438 рекомендован к использованию при удельном расходе 25 г/м3
для защиты нефтепромыслового оборудования и трубопроводов в ОАО
«РН-Пурнефтегаз». По результатам опытно–промышленных испытаний в
258
ОАО «Татнефть» установлено, что ингибитор коррозии СНПХ-6438 обеспечивает эффективную защиту системы ППД при концентрации 30 г/м3.
Для системы нефтесбора защитный эффект составил 87-88% при удельном
расходе 22 г/м3.
К ВОПРОСУ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО КОКСА ПРИ
ПРОКАЛИВАНИИ
Ковальчук Р.С., Ефимов В.А.
(НК «ЛУКОЙЛ»)
Нефтяной кокс, основной объем которого в нашей стране производился и производится методом замедленного коксования, содержит более
50% мелкого кокса размером частиц менее 8мм. Поэтому на прокалку
алюминиевым заводам поставлялся только крупнокусковой кокс - сначала
крупнее 25мм, а позднее , из-за дефицита кокса - крупнее 8мм.
Освоенная технология прокалки в камерных печах сланцеперерабатывающего завода (СПЗ) была направлена на получение более ценной
продукции - углеродного сырья для производства графитированных электродов. Для производства прокаленного кокса, удовлетворяющего требованиям алюминиевой промышленности, потребовались изменения технологии, в частности температурного режима прокалки. Эта работа к настоящему времени завершена с вводом печей новой конструкции с верхним
отбором газа на батарее №4 и завод «Сланцы» владеет техникой и технологией по производству прокаленного кокса анодного качества, не уступающего импортному коксу (из Китая), прокаливаемому в ретортных печах.
Для увеличения ресурсов за счет сокращения потерь и повышения
качества анодного прокаленного нефтяного кокса необходимо осуществить:
1. Наработку промышленной партии прокаленного по новой технологии прокалки нефтекокса на СПЗ «Сланцы» из мелкого или
суммарного кокса.
2. Для снижения зольных примесей и улучшения гранулометрического состава в прокаленном коксе СПЗ «Сланцы» изучить возможность и практическую целесообразность его обеспыливания
(удаление фракций-1,0 или 0,3мм), как это делается на установке
прокалки нефтяного кокса в Германии и при поставках кокса с
СПЗ «Сланцы» фирме «Пешине».
3. Провести реконструкцию устаревших морально и физически
установок прокаливания кокса на алюминиевых заводах.
259
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПЕРЕРАБОТКИ ОТРАБОТАННЫХ
СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ В РФ
Чередниченко Р.О., Станьковски Л., Дорогочинская В.А.
(ООО «Роса-1», РГУ имени И.М. Губкина)
Достоверные статистические данные по сбору и регенерации отработанных смазочных масел (ОСМ) в РФ отсутствуют. Потребление смазочных материалов оценивается в диапазоне 3–7 млн. тонн в год. По нашей
оценке, при потреблении смазочных материалов примерно 3 млн. т в год,
регенерации и переработке с получением смазочных масел подвергаются
не более 50 тыс. тонн, т.е. примерно 1,5% от объема потребления.
В настоящее время в РФ производится около 3 млн. т в год смазочных материалов (СМ) и примерно столько же импортируется из-за рубежа.
Объем регенерации и переработки отработанных смазочных материалов
(ОСМ) не превышает 50 тыс. т, т.е. примерно 1,5% от производства. Этот
показатель отстаёт даже от далёких от совершенства показателей советского периода. Так, в 1980 г. в СССР на регенерацию направляли примерно
700 тыс. т ОСМ, или 11% от общего потребления СМ. Ещё больше отставание от стран ЕС, где регенерации и повторной переработке подлежит
более 25% от потребления свежих СМ.
Основная часть ОСМ в РФ вовлекается в котельное топливо, остальная – в производство СМ или выводится на полигоны отходов.
Вовлечение ОСМ в состав смазочных материалов возможно, если
они соответствуют требованиям стандартов. Так, осевые масла по ГОСТ
610 можно получать из отсортированных ОСМ.
Процесс утилизации ОСМ путём непосредственного вовлечения в
топливо и смазочные материалы плохо контролируется экологическими
службами, и наблюдаются многочисленные случаи, когда такая утилизация наносит вред здоровью людей, окружающей среде или технике. С
применением ОСМ зачастую получают продукцию заниженного качества.
В частности, вовлечение ОСМ в производство топливо-водных смесей
обеспечивает рост их устойчивости и срока хранения, однако при этом получается топливо низкокалорийное, зольное и экологически опасное.
Регенерацию ОСМ в РФ обычно проводят на небольших заводах
мощностью не более 5 тысяч тонн ОСМ в месяц, традиционным путем коагуляции загрязнений, контактной очистки и вовлечения присадок.
Единственный завод квалифицированной повторной переработки
ОСМ принадлежит компании ООО «РОСА-1». Переработка проводится по
гибкой и многовариантной схеме, по собственной патентованной технологии. Основная часть сырья, представляющего собой неотсортированную
смесь ОСМ и других нефтесодержащих отходов, перерабатывается по схеме: деэмульсация в щелочной среде – вакуумная разгонка – контактная
260
очистка. Качество продукции сопоставимо с качеством свежих масел.
Так, дистиллятный продукт соответствует требованиям стандарта на
индустриальное масло И-20А, но обладает высоким индексом вязкости и
хорошей приемистостью к депрессорным присадкам, и может быть использован в производстве гидравлических масел, а благодаря низкой коксуемости – и в производстве теплоносителей и закалочных жидкостей.
Кубовый остаток относится к 4-му классу токсикологической опасности, что позволяет применять его как добавку к битумным материалам.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ТОВАРНОГО
МАЗУТА С УЛУЧШЕННЫМИ ЭКОЛОГИЧЕСКИМИ
СВОЙСТВАМИ
Ветрова Т.К., Морозов В.А., Дорогочинская В.А., Сысоева О.В.
(ТНК-БП, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Значительная часть содержащегося в товарном мазуте сероводорода
образуется при переработке нефти вследствие термической деструкции
сернистых соединений. При проведении операций слива/налива и транспортировке мазута растворенный сероводород выделяется из него и создает угрозу для сотрудников терминалов, портов, нефтебаз и окружающей
среды.
Ранее в РФ содержание в мазутах Н2S и легких меркаптанов не нормировалось. Начиная с 2007 года, содержание Н2S в экспортном мазуте
ограничено величиной 2 ppm. Согласно п. 18 Технического регламента «О
требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту»
с 1.01.09г. «топочный мазут не должен содержать Н2S и летучие меркаптаны». Такое же требование появилось в ГОСТ 10585 «Топливо нефтяное.
Мазут. Технические условия».
Практически на всех НПЗ России ведутся исследования различных
способов снижения содержания Н2S в товарном мазуте, в основном с применением специальных реагентов – поглотителей сероводорода.
В мировой практике широко применяются поглотители Н2S двух основных типов: водорастворимые (для светлых нефтепродуктов) и
нефтерастворимые (для темных). Крайне малый опыт их на отечественных
НПЗ не позволяет применять их с высокой эффективностью.
Впервые в РФ поглотители сероводорода из мазута стали применяться ЗАО «РНПК» в 2007 году.
Существует несколько серьезных проблем, связанных с применением нефтерастворимых поглотителей. Одной из них является проблема выбора эффективного поглотителя из множества предлагаемых на рынке реагентов с учетом их высокой стоимости. Следует отметить отсутствие тео261
ретической базы как по химизму и механизму воздействия поглотителей,
так и по технологии их применения и оптимизации рецептур.
Особенностью поглотителей является невозможность выделения
продуктов взаимодействия из товарных продуктов. Экологические и технологические последствия применения различных модификаций поглотителей Н2S не изучены, имеются методические сложности в оценке их эффективности и выбора оптимальных вариантов.
Авторами определено негативное влияние ряда поглотителей на некоторые показатели качества мазута, например, на наличие водорастворимых кислот и щелочей (ВКЩ).
Разработаны технологические решения, которые позволят существенно сократить объемы потребляемого поглотителя сероводорода.
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДЕГРАДАЦИИ НЕФТИ В ПОЧВЕ
Галинуров И.Р., Сафаров А.М., Хатмуллина Р.М., Сафарова В.И.,
ВалиеваЛ.А.
(Управление государственного аналитического контроля Минэкологии РБ, УГНТУ)
Из всех возможных путей поступления нефти в природные среды
наиболее опасным является непредсказуемый, интенсивный выброс больших ее масс, характерный для аварий на магистральных нефтепроводах.
Распространенным последствием аварийных ситуаций является загрязнение нефтью и нефтепродуктами почв и грунтов. Реальные последствия для
почв при накоплении в них нефти и нефтепродуктов изучены далеко не
полно, однако известно, что поступление в почву компонентов нефти вызывает изменение физических, химических, биологических свойств и характеристик почвы.
В связи с этим исследование динамики трансформации нефти при ее
попадании в почву является актуальным.
Наблюдения за изменением состава нефти проводили в ходе лабораторного эксперимента: к образцам почвы, отобранным на территории
Башкортостана, прибавлялось определенное количество нефти. Почва с
нефтью гомогенизировалась и оставлялась на открытом воздухе в помещении лаборатории. Сразу после гомогенизации почвы с нефтью проводили исследование образца методами ИК-спектрометрии и газожидкостной хроматографии (ГЖХ) высокого разрешения.
Метод ИК-спектрометрии использовали для определения суммарного содержания нефтепродуктов в образце, метод ГЖХ – для оценки
изменения состава и количественного соотношения нормальных углеводородов и изоалканов. Пробы для оценки интенсивности деградации
262
нефти, внесенной в почву, отбирали через 10 дней в течение месяца и затем – 1 раз в месяц.
Результаты исследований показали, что изменения химического состава нефти, происходят уже в первые 10 дней экспозиции.
Очевидно, что знание процессов изменения состава нефти в результате контакта с почвой позволит определить давность загрязнения и повысить эффективность контроля за загрязнением среды нефтью и нефтепродуктами.
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ПРОИЗВОДНЫХ ФЕНОЛА С
ПОЛИГАЛОГЕНАЛКАНАМИ
Богомазова А.А.
(УГАЭС)
Нами исследована реакция О-алкилирования фенола, пирокатехина и
салицилового спирта 1,2,3-тригалогенпропанами в щелочной среде.
При взаимодействии фенола 2 или пирокатехина 3 с 1,2,3тригалогенпропанами образуется единственный продукт с выходом более
70% - β-галогеналлилоксибензол 2а,б или 2-(β-галогеналлилокси)фенол
3а,б соответственно.
Õ
OH
O
+
Õ
CH2
Õ
Õ
R
R
2,3
R = H (2,2а,2б);
R = OH (3,3а,3б);
1а,б
2а, 2б, 3а, 3б
Х = Br (1а,2а,3а);
X = Cl (1б,2б,3б).
В результате О-алкилирования салицилового спирта 41,2,3трибромпропаном 1а получены три продукта, основным из которых является 2-оксиметил-β-бромаллилоксибензол 7 (выход 83%). В следовых количествах образуется 2-(β-бромаллилоксиметил)фенол 5а. Отщепление
HBr в соединение 7 приводит к образованию ацетиленового производного
6а с выходом 8%. При конденсации 4 с 1,2,3-хлорпропаном 1б наблюдается образование одного продукта – 2-оксиметил-β-хлораллилоксибензол 4б
(78%).
Br
OH
OH
O
+
OH
Br
CH2
Br
Br
OH
O
Br
+
CH
+
O
OH
CH2
4
4а
5а
6а
263
Продукты циклизации пирокатехина и салицилового спирта (1,4бензодиоксаны и 1,4-бензодиоксипаны) не обнаружены.
ДИГАЛОГЕНКАРБЕНИРОВАНИЕ ДИЕНОВ И СИНТЕЗЫ НА
ОСНОВЕ АЛКЕНИЛ-ГЕМ-ДИГАЛОГЕНЦИКЛОПРОПАНОВ
Злотский С.С., Ганиуллина Э.Р.
(УГНТУ)
Функционализация промышленно доступных диеновых углеводородов с целью создания на их основе реактивов, реагентов и других малотоннажных продуктов представляется важной и актуальной задачей современной нефтехимии. В этой связи мы изучили дигалогенкарбенирование
сопряженных диенов в условиях межфазного катализа.
Были найдены условия селективного получения моно- и бисдигалогенциклопропанов, установлен стадийный механизм процесса и
определена относительная активность диенов различного строения.
На основе винил- и алкенил-гем-дигалогенциклопропанов получен
ряд многофункциональных соединений, содержащих циклопропановый
фрагмент.
При использовании винил-гем-дигалогенциклоалканов в качестве
мономеров и сополимеров в процессах радикальной полимеризации получены макромолекулы, не содержащие циклопропановый фрагмент. Выдвинуто предположение о перегруппировке промежуточных циклопропилалкильных радикалов в соответствующие алкенильные радикалы.
Среди полученных соединений обнаружены вещества с высокой
биологической и гербицидной активностью. В первую очередь это продукты алкилирования винил-гем-дихлорциклопропанами фенола, 2-моно- и
2,6-дизамещенных фенолов.
В докладе представлен широкий набор методов трансформации винил- и алкенил-гем-дихлорциклопропанов с сохранением карбоциклического фрагмента.
264
ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА ЛЕГКОГО ГАЗОЙЛЯ
КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА
Трапезникова Е.Ф., Матюшина Р.Р., Гайсина А.Р., Ахметов С.А.
(УГНТУ)
Молярная масса
Структурный
алкановый индекс
610
290
510
410
240
310
210
190
110
140
10
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Процент выкипания, %об.
Структурный алкановый индекс
710
0
Температура кипения фракции,С
Основу отечественных ДТ составляют прямогонные дистилляты,
причем около половины приходится на долю гидроочищенных фракций.
Дистилляты вторичного происхождения используются в незначительных
количествах (в частности, около 3 % приходится на долю легкого газойля
каталитического крекинга (ЛГ КК)).
Для оценки углеводородного состава ЛГ КК использован структурa
ный алкановый индекс I Mi
[1]. На рисунке представлен результат определения фракционного состава (ГОСТ 2084) и расчета молярной массы,
структурного алканового индекса узких 10 % фракций.
Исходя, из кривой
Температура кипения
фракции
a
340
распределения
I Mi
Молярная масса
по фракциям можно
заключить, что в головных фракциях ЛГ
преимущественно
содержатся парафино-нафтеновые
и
ароматические углеводороды, а в концевых фракциях – бициклические арены.
В настоящее время
используется
как
компонент ДТ.
Рисунок – Кривые распределения температуры
кипения, молярной массы и структурного алканового индекса ЛГ КК.
В перспективе после обязательного перехода на требования Евро-4
потребуется подвергнуть его предварительной глубокой гидроочистке от
олефинов, сернистых соединений и гидрированию полициклических аренов.
Литература:
1. Ахметов С.А., Гайсина А.Р. Исследование фракционного и группового
углеводородного составов компонентов и товарных моторных топлив по
температурным пределам и плотностям. // Технология нефти и газа, 2009,
№3, с.58-64.
265
ДИХЛОРКАРБЕНИРОВАНИЕ СТЕРЕОИЗОМЕРОВ 1,3ДИХЛОРПРОПЕНА И ИХ ПРОИЗВОДНЫХ
Шириазданова А. Р., Казакова А. Н.
(УГНТУ)
При промышленном получении хлористого аллила образуется не менее 4% 1,3-дихлорпропена в виде смеси цис-(1ц), транс-изомеров(1т).
Аномально высокая разница в температуре кипения (1ц - 103С и 1т 112С) позволяет успешно разделять изомеры и рассматривать их как перспективные исходные соединения в синтезе биологически активных и лекарственных препаратов.
Мы осуществили дихлоркарбенирование изомерных олефинов (1т,ц)
в результате которого были получены соответствующие замещенные гем.дихлорциклопропаны (2т,ц).
: CCl
ClH2C - CH = CHCl
ClH2C - CH - CHCl
Cl
Cl
2т, ц
1т, ц
Методом конкурентной кинетики было установлено, что цис-изомер
1ц в 2 раза активнее, чем транс-изомер 1т.
Мы осуществили дихлоркарбенирование бисхлораллиловых эфиров
3 и 4, полученных на основе этиленгликоля и индивидуальных цис-, транс1,3-дихлорпропенов.
Cl Cl
Cl
O
Cl
Cl
:CCl2
O
Cl
O
Cl
O
:CCl2
O
3à, 4à
3, 4
Cl
O
Cl
Cl
3á, 4á
Cl
Cl
3, 3а, 3б транс-форма
4, 4а, 4б цис-форма
Мы нашли, что цис-изомер 4 активнее транс-структуры 3 в 1.5 раза
При дихлоркарбенировании несимметричного диэфира 5, содержащего как цис-, так и транс-пропенильный фрагменты, на первом этапе параллельно образуются оба возможных алкенил-гем.-дихлорциклопропана
5а и 5б. При исчерпывающем карбенировании смеси 5а и 5б образуется
бициклическое соединение 5в (смесь изомеров).
Cl
Cl
H
H
O
O
Cl
H
H
O
Cl
O
:CCl2
Cl
Cl
H
Cl
5á
Cl
Cl
H
Cl
O
H
H
O
O
O
Cl
H
:CCl2
H
5
Cl
266
Cl
5à
H
H
H
Cl
H
H
Cl
5â
H
Cl
По активности соединение 5 уступает эфиру 4, но превосходит эфир
с транс-конфигурацией 3.
ПЕРСПЕКТИВЫ ТВЕРДОКИСЛОТНОГО АЛКИЛИРОВАНИЯ
Шириязданов Р.Р., Смирнов В.К., Кузнецов А.С., Ахметов С.А.
(УГНТУ, ООО «Компания КАТАХИМ»)
Главным недостатком всех твердокислотных катализаторов алкилирования изобутана олефинами является: малое число активных центров в
расчете на 1 г катализатора, непродолжительный срок службы катализатора, вызванный быстрым закоксовыванием и диффузионное осложнение в
порах катализатора, вызванное высокой скоростью реакции алкилирования
изобутана [1].
Решение вышеуказанных проблем лежит в дизайне новых каталитических систем для процесса алкилирования на основе наноструктурированных цеолитов.
Эффективность действия нанокаталитических систем определяется
наличием большего количества активных центров на поверхности (по
сравнению с традиционными катализаторами). Чем меньше размер частицы, тем больше удельная площадь поверхности и тем большее количество
активных центров катализа на ней может разместиться, а значит, реакция
будет протекать на большом количестве участков [2].
Авторами разрабатываются катализаторы алкилирования на основе
цеолитов типа Y в поликатион-декатионированной форме, модифицированные наноразмерным порошком редкоземельных элементов (n-RZ) или
наноразмерным порошком никеля (n-Ni) методом механохимического
смешения и последующей прокалкой [3, 4].
Из результатов эксперимента можно сделать выводы, что модификация цеолитного катализатора алкилирования наноразмерными порошками
металлов повышает каталитическую активность по отношению к целевому
продукту – изомерам триметилпентана, а также увеличивает срок службы
катализатора.
Список литературы:
1. Крылов О.В. // Катализ в промышленности. - 2005. - № 4. - С.
9-13.
2. Минько Н.И., Строкова В.В., Жерновский И.В., Нарцев В.М.
Методы получения и свойства нанообъектов. – М.: Флинта: Наука, 2009.
– 168 с.
3. Шириязданов Р.Р., Ахметов С.А. и др. // Материалы 2-ой Всероссийской Школы-конференции «Функциональные наноматериалы в
катализе и энергетике». – Новосибирск, 2009. - С. 140-141.
267
4. Шириязданов Р.Р. // Материалы Всероссийской конференции
«Физико-химические аспекты технологии наноматериалов, их свойства
и применение». – Москва, 2009. – С. 122.
ИЗУЧЕНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ПРОЦЕССА
КАТАЛИТИЧЕСКОГО ПИРОЛИЗА НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ
Жагфаров Ф.Г., Мансурова А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Поскольку производство низших олефинов относится к числу важнейших потребителей углеводородного сырья, получаемого в нефтяной,
газовой и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности, рост выработки этилена связан с расширением сырьевых источников.
В последние годы в мировой нефтехимической промышленности заметна тенденция к утяжелению нефтяных фракций, направляемых на пиролиз для получения низших олефинов, бутадиена, ароматических углеводородов.
Наряду с газообразными продуктами и прямогонным бензином, в
сырьевую базу пиролиза во все больших масштабах вовлекаются газойлевые фракции. Это объясняется дефицитом легких углеводородных фракций, например ростом потребностей в прямогонном бензине на производство моторных топлив.
При пиролизе жидкого вида сырья на промышленных установках
получают этилен, пропилен, бутадиен, бензол – целевые продукты. Выходы этих продуктов существенно зависят от вида пиролизуемого сырья.
При пиролизе жидкого сырья образуется также жидкие продукты в количествах, сопоставимых с объемом выработки этилена. Использование бензина в качестве сырья каталитического пиролиза характеризуется благоприятным распределением продуктов процесса. Использование дизельного
топлива в качестве сырья пиролиза вызвано созданием необходимой гибкости по сырью для этиленовых производств мощностью 300 и более тысяч тонн этилена в год.
Представляет интерес рассмотреть распределение продуктов каталитического пиролиза при утяжелении технического вида сырья процесса.
В связи с этим был проведен каталитический пиролиз дизельного
топлива, подвергнутого глубокой гидроочистке, при температуре 780 oC,
времени контакта 0,1 с и степени разбавления сырья водяным паром 100 %
и проведен полный анализ как газообразных, так и жидких продуктов пиролиза. Показано, что при утяжелении сырья каталитического пиролиза
выход этилена снижается с 35 (для бензина) до 30,5 % масс., пропилена с
12,8 до 10,5 % масс. и суммы ненасыщенных углеводородов С 2-С4 с 57 до
51 % масс. При этом несколько снижается выход бензола и стирола и воз268
растает выход нафталина и его метилпроизводных и высокомолекулярных
компонентов.
ИЗУЧЕНИЕ КИНЕТИКИ КОКСООБРАЗОВАНИЯ В
УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОНВЕРСИИ МЕТАНА
Лапидус А.Л., Жагфаров Ф.Г., Зыонг Ч.Ч., Елкин А.Б.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Получение синтез – газа – одна из важнейших задач современной газохимии. Углекислотная конверсия метана с получением синтез – газа(CO
+ H2) принадлежит к числу реакций, важных для промышленного получения водорода и синтеза углеводородов (жидкое топливо) и других практически важных органических продуктов.
Наибольшую активность в углекислотной конверсии СН4 проявляют
нанесенные никелевые катализаторы. Однако они имеют существенный
недостаток – потерю активности при закоксовывании.
Наименее подвержены воздействию отложений кокса катализаторы,
в которых никель нанесен на основные носители. Так, если катализатор
Ni/Al2O3 обладает наибольшей активностью в начальный период работы,
то катализаторы Ni/MgO, Ni/CaO, Ni/MnO, Ni/ZrO2 превосходят его по
эксплуатационным качествам, проявляя устойчивость в отношении коксообразования. Углеотложение подавляется, если металл нанесен на носитель с высокой основностью по Льюису.
На базе кафедры газохимии РГУ нефти и газа осуществлялась углекислотная конверсия природного газа на 4 катализаторах:
1. Промышленный паровой конверсии Сatalco 57–4 (16% Ni)/Al2O3.
2. Ni(5%)/Al2O3.
3. Pd(1%)Ni(10%)/Al2O3.
4. Rh(1%)Ni(10%)/Al2O3.
Катализаторы готовились пропиткой γ-Al2O водным раствором
Ni(NO3)2 с последующим нанесением платиновых металлов путем осаждения их хлоридов и дальнейшей прокалкой в восстановительной атмосфере.
В качестве критерия активности выбрана разность температур проведения процесса в реальных и равновесных условиях при одинаковой
степени срабатывания метана.
Исследована зависимость выхода кокса на катализаторе Catalco от
длительности опыта, так же, как и влияние объемного соотношения метан : углекислый газ (от 1:1 до 1:3) на кинетическую кривую коксоотложения на катализаторе Catalco. Получена зависимость выхода синтез-газа и
кокса от объемной скорости метана и выявлено влияние температуры процесса на выход продуктов.
269
ПРЕВРАЩЕНИЕ СМЕСИ ИЗОБУТАНА С БУТИЛЕНАМИ ДЛЯ
АЛКИЛИРОВАНИЯ В СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Чан Во Минь Хюн, Авакян Т.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Институт органической химии имени Н.Д. Зелинского РАН)
Алкилирование изобутана бутиленами является идеальным процессом получения высокооктановых и экологически чистых бензинов, благодаря таким характеристикам алкилата как высокое октановое число, низкое
давление насыщенных паров, низкое содержание серы, ароматических и
непредельных углеводородов. В настоящее время в качестве катализаторов
используют серную и фторводородную кислоту. Существенные недостатки жидкокислотного алкилирования заключаются в высокой токсичности и
коррозионной активности данных минеральных кислот. Решение токсичных и экологических проблем получения алкилата, снижение капитальных
затрат и расходов на обеспечение безопасности процесса возможно при переходе к твердокислотным катализаторам алкилирования. Однако главная
сложность промышленного использования подобных катализаторов заключается в их быстрой дезактивации.
Одним из возможных способов решения этой проблемы является
применение сверхкритических флюидов для проведения процесса алкилирования. Как было неоднократно показано, сверхкритические флюиды
способны растворять продукты уплотнения, образующиеся в побочных реакциях, и удалять их с поверхности катализаторов, увеличивая время жизни гетерогенных контактов.
Целью настоящей работы является изучение реакции алкилирования
изобутана бутиленами в сверхкритических условиях с использованием
твердокислотных катализаторов и сравнение поведения катализаторов в
традиционных и сверхкритических условиях. Реакцию алкилирования
проводили в диапазоне температур 90–160°С и давлений 20–120 атм. В качестве катализаторов использовали сульфатированный оксид циркония и
ультрастабильные цеолиты типа Y различной кислотности. Мольное соотношение изобутан:С4-олефины составляло 1:15.
Показано, что при осуществлении алкилирования изобутана бутиленами в сверхкритических условиях катализаторы характеризуются большей продолжительностью работы. Наилучшая стабильность в сочетании с
высокой активностью и селективностью образования целевой фракции С5С9 была обнаружена на ультрастабильном цеолите Y высокой кислотности.
Полное превращение бутиленов на этом катализаторе сохранялось в течение 3 часов. При этом селективность по углеводородам С5-С9 составляла
76%.
270
РАЗРАБОТКА МЕТАЛЛОКОМПЛЕКСНОГО КАТАЛИЗАТОРА НА
БЛОЧНОМ НОСИТЕЛЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ ОТ NOx
Газаров Р.А., Широков В.А., Газаров К.Р., Славин С.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Из-за высоких токсикологических характеристик оксидов азота
(NOx) в последние годы проводится политика на постепенное ужесточение
экологических нормативов для промышленных объектов и, в частности, в
2005 – 2008 гг. были приняты и введены в действие новые существенно
более жёсткие нормативы по выбросам оксидов азота целым рядом промышленно развитых стран (Япония, Германия, Австрия, Дания, Швейцария, Швеция, Нидерланды, США).
Из известных на сегодня методов каталитической нейтрализации
NOx с использованием дополнительного химреагента наиболее эффективен в процессе очистки промышленных отходящих газов т.н. метод SCR метод селективного каталитического восстановления NOx аммиаком (аммиачной водой или карбамидом). Однако, он связан с достаточно большими капитальными и эксплуатационными затратами (около 5500 долларов
на 1 т NОx), а также с весьма серьезными проблемами безопасности из-за
использованием аммиака (или его соединений) в достаточно больших количествах (сотни тонн в год на каждую установку).
Нами разработан новый класс нанесенных нанокатализаторов на
блочных носителях для процессов газоочистки. В качестве активного компонента новых патентно-чистых катализаторов используются вновь синтезированные неорганические оксокомплексы-ГПС с т.н. модифицированной
структурой Кеггина (содержащие d-металлы в координационной сфере).
ГПС-катализатор обеспечивает безреагентную каталитическую очистку
оксидов азота по механизму диссоциативного разложения на атомарнодиспергированных металических активных центрах.
Эффективность разработанного катализатора проверялась на опытной установке, смонтированной в выхлопе газоперекачивающего агрегата
ГТК-25ИР. Результаты натурных ресурсных испытаний (2000 часов работы катализатора при практически постоянном показателе ~70% очистки
NOx) характеризуют высокую стабильность и эффективность нового катализатора, который создает возможности для практической реализации
принципиально нового каталитического метода очистки оксидов азота без
использования дополнительных реагентов-восстановителей (аммиак,природный газ и др.).
271
ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ НОСИТЕЛЯ НА КИСЛОТНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЕТЕРОПОЛИКИСЛОТНЫХ
КАТАЛИЗАТОРОВ ИЗОМЕРИЗАЦИИ ЛЕГКИХ АЛКАНОВ
Рудык E.М., Румянцева Н.А., Газаров К.Р., Славин С.И., Газаров Р.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Ужесточение экологических требований к составам моторных топлив и необходимость снижения содержания в них ароматических соединений практически в 2-2,5 раза стимулирует в настоящее время значительный интерес к процессам получения других высокооктановых компонентов (изомеризата, алкилатов и др.), обеспечивающих высокие товарные характеристики бензинов. С учетом вышесказанного в настоящее время
весьма интенсивно и в Европе, и в США ведутся исследования по разработке новых суперкислотных каталитических систем для процессов изомеризации, позволяющих эффективно вести промышленную переработку
легкого углеводородного сырья широкого фракционного состава (с улучшенными характеристиками активности и селективности).
Как известно, традиционно используемые катализаторы изомеризации являются бифункциональными системами, содержащими помимо активного металла (как правило, платины) кислотные компоненты. В то же
время в работах последних лет показано, что повышение эффективности
работы бифункционального катализатора (а также и селективности процесса) прямо связано с требованием тесной близости протонных и металлических центров на поверхности катализатора.
В РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разработан новый тип
«бифункциональных» катализаторов нанесенного типа (предназначенных
для изомеризации легких углеводородных фракций НК-70, НК-80) с активным покрытием из гетерополикомплексов 12-го ряда с модифицированной структурой Кеггина (ГПК), содержащих d-металлы, в т.ч. и платиноиды, во внутренней координационной сфере.
Изучены кислотные характеристики ряда катализаторов, полученных нанесением ГПК-покрытий на различные типы носителей. Методами
ТПД и ИК-спектроскопии установлен эффект значительного увеличения
кислотности в нанесенных системах ГПК/ZrO2, ГПК/Al2O3 и ГПК/SiO2,
cвязанный с суперкислотными характеристиками синтезированных ГПКпокрытий. Установлены также высокие абсолютные показатели концентраций кислотных центров для нанесенных ГПК-систем, полученных на
мезапористых носителях ZrO2 и SiO2.
272
МЕЗОПОРИСТЫЕ АМОРФНЫЕ СИЛИКАТЫ
РЕДКОЗЕМЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В КАТАЛИЗЕ
ОКИСЛИТЕЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ МЕТАНА
Дедов А.Г., Локтев А.С., Тельпуховская Н.О., Пархоменко К.В.,
Карташева М.Н., Геращенко М.В., Моисеев И.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Лаборатория материалов,
поверхностей и процессов для катализа, Страсбург, Франция)
Каталитическая окислительная конденсация метана (ОКМ)- прямой
путь получения этилена из природного газа. В работе обнаружена каталитическая активность в ОКМ синтезированных нами новых мезопористых
аморфных материалов на основе SiO2, в структуру которых на стадии синтеза введены ионы La, Ce или их смесь. Материалы, содержащие одновременно La и Ce, синтезированы впервые.
Новые катализаторы ОКМ превращают метан в этилен, этан, пропилен, пропан (С2+) с селективностью 50-80%, в том числе в этилен с селективностью 30-40%. Обнаружено синергическое действие в ОКМ ионов La
и Ce, введенных на стадии золь-гель синтеза в мезопористую аморфную
силикатную матрицу, приводящее к увеличению выхода С2+ - продуктов с
5-7% до 14-18%.
Методами просвечивающей электронной микроскопии и термодесорбции азота установлено влияние природы и количества РЗЭ, введенного в мезопористую аморфную силикатную матрицу, на характеристики пористой структуры. По-видимому, локализация активных центров ОКМ в
мезопорах оптимального диаметра ограничивает как газофазные процессы
глубокого окисления, так и гибели радикалов СН3.
Исследования проведены при финансовой поддержке Российского
Фонда Фундаментальных Исследований (грант 07-03-00536-а), программы
«Развитие научного потенциала высшей школы (2000-2010 годы)» Федерального агентства по образованию РФ (проект 1708), программы Президиума РАН № 19 «Химические аспекты энергетики» (проект 19П4 «Высокоселективный синтез этилена из метана для алкилирования алканов»), и
Гранта Президента Российской Федерации для поддержки ведущих научных школ Российской Федерации НШ-1733.2008.3 «Комплексы и наноразмерные структуры в катализе», научная школа академика РАН И.И. Моисеева.
Авторы выражают признательность за содействие в выполнении работы исследовательской группе "Catalysis Engineering" Делфтского университета (Нидерланды).
273
КИСЛОТНЫЕ И КАТАЛИТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕОЛИТА
НЦВМ: ВЛИЯНИЕ ЦИНК-ХРОМОВОГО ПРОМОТОРА
Чернышева В.К., Мухин И.Е. Локтев А.С. Дедов А.Г.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Каталитическая активность в реакциях диспропорционирования толуола, конверсии этанола и ароматизации пропан - бутановой фракции (С3
52%, С4 43%) непромотированного цеолита НЦВМ, SiO2/Al2O3=40 и того же
катализатора, промотированного одновременно ионами Zn и Cr (по 1%
масс. в расчете на металл) сопоставлена с их кислотными свойствами,
определенными методом термодесорбции аммиака. Суммарное содержание кислотных центров в непромотированном НЦВМ составило 1280
мкмоль /г (47% сильнокислотных и 36% средней силы), а в случае промотированного НЦВМ - 750 мкмоль /г (28% сильнокислотных и 40% средней
силы).
Более кислотный непромотированный НЦВМ оказался и более эффективным в диспропорционировании толуола и конверсии этанола. Конверсия толуола составила 30-50%, а промотирование ионами цинка и хрома уменьшило наряду с кислотностью и конверсию толуола - до 7-10%.
Этанол в присутствии обеих катализаторов конвертировался более чем на
90% (420 -540 ºС, W этанола 8-10 мл/мл кат. ч), но непромотированный
НЦВМ образовывал жидкие (преимущественно ароматические) продукты
с выходом 30-40%, а промотированный - с выходом лишь 13-16%.
Однако, при ароматизации пропан-бутановой фракции (600 оС), на
менее кислотном промотированном НЦВМ в конверсия достигла 95%, выход продуктов ароматизации - 60%, тогда как в присутствии непромотированного НЦВМ конверсия не превышала 76%, а выход 32%.
Таким образом, показано, что для конверсии этанола в жидкие углеводороды и диспропорционирования толуола требуются более кислотные контакты, а для ароматизации алканов – катализаторы с преобладанием кислотных центров средней силы.
Исследования проведены при финансовой поддержке российского
фонда фундаментальных исследований (грант 07-03-00536-а), программы
«развитие научного потенциала высшей школы (2000-2010 годы)» федерального агентства по образованию рф (проект 1708), программы президиума ран № 19 «химические аспекты энергетики» (проект 19п4 «высокоселективный синтез этилена из метана для алкилирования алканов»), и гранта президента российской федерации для поддержки ведущих научных
школ российской федерации нш-1733.2008.3 «комплексы и наноразмерные
структуры в катализе», научная школа академика ран и.и. Моисеева.
274
МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ПРИСАДОК В ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВАХ
Башкатова С.Т., Гришина И.Н., Смирнова Л.А., Колесников И.М.,
Винокуров В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время уже ни у кого не вызывает сомнений тот факт,
что все нефтепродукты, в том числе и дизельные топлива (ДТ), являются
представителями дисперсных систем, так как для них характерны все признаки, присущие классическим дисперсным системам: гетерогенность и
дисперсность. По этой причине сегодня ДТ называют топливными дисперсными системами (ТДС). Для повышения качества ТДС уже более 50
лет широко используют различные присадки. В то же время, по поводу механизма действия присадок в ТДС до сих пор не существует единого мнения.
В настоящей работе представлены экспериментальные результаты,
убедительно доказывающие, что за механизм действия присадок в ТДС отвечают межмолекулярные взаимодействия (ММВ). На ММВ в растворах
ТДС с присадками однозначно указывают следующие факты: 1) обнаруженные методом УФ - спектрофотометрии новые полосы поглощения, отсутствующие в спектрах отдельных компонентов; 2) независимость кинематической вязкости ТДС от концентрации присадок различной химической природы; 3) удельная электропроводность сополимеров-депрессоров,
не являлась суммой электропроводностей компонентов, выбранных для их
синтеза. Именно ММВ, вероятно, способствуют формированию сополимера с развернутой конформацией («палочки»).
Полученные результаты позволили нам предположить, что процесс
взаимодействия присадок с ТДС происходит по адсорбционному механизму. Для подтверждения этого мы исследовали зависимость поверхностного
натяжения на границе раздела фаз ТДС (σ) от концентрации различных
присадок
(цетанповышающих,
противоизносных,
депрессорнодиспергирующих и многофункциональных). Оказалось, что с повышением
концентрации присадок, «σ» ТДС уменьшалось, причем тем больше, чем
большей поверхностной активностью обладали присадки. Это, во-первых,
доказывало принадлежность исследованных присадок к классу ПАВ, а вовторых, свидетельствовало о повышении стабильности ТДС в присутствии
присадок.
Таким образом, полученные нами экспериментальные данные дают
основание считать, что все присадки – ПАВ работают в ТДС по единому
механизму. Суть механизма состоит в повышении стабильности ТДС, о
чем свидетельствует уменьшение значений «σ» на ее границе раздела в
присутствии присадок.
275
КАТАЛИЗ И НАНОКАТАЛИЗ КАК ОСНОВА ПОДБОРА И
ПРИГОТОВЛЕНИЯ КАТАЛИЗАТОРОВ
И.М.Колесников, А.Г.Олтырев, Колесников С.И., Чеховская О.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Активность твердых катализаторов определяется их химическим составом, кристаллохимическим строением, текстурой и условиями проведения химических процессов по превращению органических и неорганических соединений в целевые продукты. Строение твердых катализаторов
можно оценить с помощью правил кристаллохимии (правила Гольдшмидта
и Полинга), а каталитическая активность аморфных и кристаллических катализаторов можно определить с помощью правил теории катализа полиэдрами и квантово-химических расчётов структуры и состояния промежуточных каталитических соединений. Теория катализа полиэдрами позволяет выделить структуру и химический состав наиболее каталитически активных центров. С этой целью для определения активной структуры полиэдра теория катализа дополняется основами термодинамики координированных систем. С помощью классической термодинамики рассчитывают
термодинамику кристаллохимических процессов, а термодинамика координированных систем позволяет определить структуру менее устойчивого
полиэдра, являющегося наиболее активным каталитическим центром. С
применением схемы кристаллохимического процесса и закона действующих масс,с применением теории катализа полиэдрами рассчитывается оптимальный химический состав катализатора.
Оптимальный химический состав катализаторов рассчитан для катализаторов крекинга вакуумных газойлей и мазутов, гидроочистки сернистых нефтяных фракций и их гидрокрекинга, дегидрирования углеводородов и для других катализаторов. Для процессов крекинга, риформинга,
гидроочистки, атмосферного риформинга бензиновых фракций созданы
математические модели, которые адекватны опытным закономерностям.
Методом теплового удара определены условия для синтеза катализаторов максимальной каталитической активности и селективности, с оптимальным содержанием ансамблей полиэдров максимальной активности.
Разработан метод нанесения наночастиц на поверхность катализаторов
крекинга ,риформинга и гидроочистки. На поверхность катализатора наносятся оптимальное количество наночастиц, обеспечивающее увеличение
активности катализаторов и изменяющих их селективность. Теория катализа является основой для подбора активных и селективных катализаторов
для металлокомплексного катализа. При таком подборе катализаторов
определяется полидрическая структура металлокомплексного соединения,
и исследуется каталитическая активность этих соединений в гомогеннокаталитических процессах, на примере разложения гидропероксидов.
276
ИССЛЕДОВАНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО ТЕРМИЧЕСКОГО
КРЕКИНГА ВАКУУМНОГО ГАЗОЙЛЯ ПОД ДЕЙСТВИЕМ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ
Винокуров В.А., Фролов В.И., Крестовников М.А.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
Для получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов из нефтяных фракций и нефтяных остатков, получаемых при атмосферной и вакуумной перегонках нефти используются традиционные процессы – термический крекинг, легкий крекинг или висбрекинг, гидрокрекинг, каталитический крекинг. При таких процессах приходится применять
высокие температуры и давления (гидрокрекинг – 167-177 кг/см2, 402429оС; каталитический крекинг – 0,6-2,4 кг/см2, 470-505 оС, термический
крекинг - 11 кг/см2, 433-453 оС). При переработке нефтяных фракций и
нефтяных остатков зачастую приходится снижать температуру застывания
и вязкость исходного остатка для облегчения дальнейшей его переработки.
Наиболее перспективным представляется процесс низкотемпературной деструкции углеводородов при воздействии волновых полей преимущественно в акустической (ультразвуковой) области с плотностью энергии, приводящей к разрыву углеродных связей (С-С) “скелета” молекулы.
Выявление резонансных частот комбинированных акустических и радиочастотных электромагнитных полей, их целевое генерирование, излучение
в зоне активации и последующего поглощения их высокомолекулярными
углеводородами позволяет осуществить деструкцию этих углеводородов
при температурах до 400˚С.
Представлены данные низкотемпературного крекинга (НТК) вакуумного газойля ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания»
(СТП 41-1-142-06, Тзаст=25оС) с целью снижения его температуры застывания при дальнейшей его переработке и получения топлива. Установлено,
что для получения максимального выхода светлых нефтепродуктов процесс предварительной активации вакуумного газойля следует проводить
при температуре 50-60оС, частоте излучения (49,5-52 Мгц) и мощности
излучения 0,4 кВт в течении 15-24 часов с дальнейшей термообработкой
активированного вакуумного газойля при температуре 387-392оС.
Продуктами НТК являются бензин(фр. 59-200 оС, 32% масс), дизельное топливо(фр. 200-360оС, 37,8% масс , Тзаст=минус 27оС), топочный мазут(26,1% масс, Тзаст=13о С), газы С1-С4 (1,1% масс). Общий выход продуктов составил 95,8 % от исходного сырья. Выход светлых нефтепродуктов
в данном процессе составляет 69,7% масс.
Наработаны опытные партии топлива на опытно-промышленной
установке НТК в ОАО «ПО «ТОС» (г. Долгопрудный) и подготовлены исходные данные для организации производства на ЗАО «РНПК».
277
КОЛИЧЕСТВЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЮЩИХ ПРИСАДОК В
АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНАХ
Винокуров В.А., Фролов В.И., Любименко В.А.,
Пухова А.А., Корчун И.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ГУП «Государственный природоохранный центр»)
В соответствии с Постановлением Правительства Москвы № 952-ПП
от 28 декабря 2004 г., все высокооктановые автомобильные бензины, реализуемые в городе, с 1 января 2006 года должны содержать моющие присадки. В качестве моющих присадок к автомобильным бензинам
допущены к применению в России, в частности, в г.Москве «HITEC 4449»
фирмы «Ethyl», HITEC 6430» фирмы «Afton Chemical», «Кеrоpur 3222»
фирмы «BASF», «Кеrоpur 3430 N» фирмы «BASF»,«Кеrоpur 3458 N» фирмы «BASF». В РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина совместно с ООО
«ПластНефтеХим» и ООО фирмой «НАМИ-ХИМ» были разработаны моющие присадки к автомобильным бензинам «Каскад-9» и «Каскад-9 ТОС».
Все вышеперечисленные присадки содержат высокомолекулярные
азотсодержащие соединения класса оснований Манниха. Допустимая концентрация присадок в бензине составляет 200 – 600 мг/дм3.
Использование данных присадок в автобензинах потребовало разработки экспресс-методики их количественного определения. Предлагается
спектрометрический метод количественного определения моющих присадок в автомобильных бензинах. Метод основан на измерении площади пиков в области 1103 см-1 (связь Ph–O) в ИК-спектрах растворов моющих
присадок на основе высокомолекулярного основания Манниха в метиленхлориде, полученных с помощью ИК-Фурье спектрометров (Tensor 27
«BRUKER» и Nicolet 380).
Указанные растворы получают отгонкой бензина под вакуумом и
растворением полученного смолистого остатка в колбе метиленхлоридом.
Площадь пика в области 1103 см-1 (базовая линия 1051–1192 см-1) пропорциональна концентрации присадки в растворе. По результатам измерения
площади пика(х) в указанной области для нескольких известных концентраций моющих присадок получено уравнение регрессии первого порядка
(y=68.274 + 7.8467х, коэффициент корреляции R2 = 0.9995), с помощью которого рассчитывают концентрацию присадок в исследуемых растворах.
Установлено, что в диапазоне измерений содержания моющих присадок от 200 до 600 мг/дм3 показатель точности (границы относительной
погрешности) при доверительной вероятности P=0,95 состаляет 20 %.
Приводятся данные по количественному определению моющей присадки в реальных автомобильных бензинах производства ОАО «МНПЗ»(
АИ-92 ЭКп, АИ-95 ЭКп) и ООО «Лукойл-Центрнефтепродукт»(ЭКТО-92,
278
ЭКТО-95). Полученные результаты удовлетворяют требованиям, регламентированным в НД на продукты и позволяют поддерживать чистоту
двигателя на должном уровне.
ГАЗИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ
СИНТЕТИЧЕСКИХ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ И ДРУГИХ
ХИМИЧЕСКИХ ПРОДУКТОВ
Авакян Т.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из приоритетных направлений развития энергетического и
химического комплексов РФ является переработка альтернативных источников углеводородного сырья с целью получения дополнительных сырьевых и топливных ресурсов, в том числе синтетических моторный топлив.
Весьма перспективным представляется интенсификация работ в области
переработки твердых горючих ископаемых, в частности, газификация горючих сланцев.
В настоящее время накоплен значительный опыт по термической переработке горючих сланцев, их пиролизу и газификации. В промышленности широко известны процессы Тоско-II, Тасиук, Параха, Юнион «Б»,
Сьюпериор Ойл, Лурги-Рургаз, Галотер и их модификации.
Часть существующих термических процессов направлена на получение сланцевой смолы с целью её дальнейшей переработки в синтетические
моторные топлива. Так, например, объем производства сланцевой смолы
для синтетических моторных топлив их сланцев провинции Фушунь (Китай) доведен до 400 тыс. т в год, а мощность процесса Стюарт (Австралия)
составляет около 200 тыс. бар смолы в сутки.
При газификации горючих сланцев основными продуктами являются
сланцевая смола и высококалорийный газ, состав которого зависит как от
свойств исходного сланца, так и от технологических условий процесса.
Наибольший интерес представляют процессы газификации, в результате
которых получается достаточное количество водорода и окиси углерода в
пропорциях близких к 2:1 с целью дальнейшего превращения синтез-газа в
метанол, реализации оксосинтеза и получения различных углеводородов
на основе синтеза Фишера-Троаша.
Таким образом, путем термической переработки горючих сланцев
могут быть получены газообразные и жидкие продукты, пригодные для
дальнейшего переработки их в синтетические моторные топлива и ценные
химические продукты.
279
ПОЛУЧЕНИЕ СИНТЕЗ-ГАЗА ИЗ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ СЫРЬЯ
Сосна М.Х., Лысенко А.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Актуальность выбранной темы несомненна — месторождения нефти
и газа в России истощаются с каждым годом. В то же время значительного
прироста запасов за счет вновь открываемых месторождений, согласно
геологическим данным, не наблюдается, а по заключению экспертов — и
не будет наблюдаться в ближайшем будущем.
В подобные времена внимание мировой общественности обращается
к альтернативным источникам энергии еще и потому, что они более равномерно распределены на Земле, нежели месторождения нефти, газа или
угля. Также немаловажную роль сейчас играет ситуация вокруг экологической ситуации в целом и глобального потепления в частности, вызванного повышением содержания парниковых газов в атмосфере. Очевидным
становится все растущий спрос на энергию вследствие роста численности
населения Земли и резкого развития промышленности отдельных стран,
например, Китая и Индии. И, конечно, не стоит недооценивать политический фактор, который зачастую перевешивает экологические и технологические аргументы — страны диверсифицируют источники энергии, чтобы
не быть зависимыми от других государств.
В целом на планете в течение года синтезируется около 200 млрд. т
древесной биомассы, что значительно превышает ежегодную мировую добычу нефти, природного газа и угля вместе взятых.
Целью данной работы является анализ существующих в мире технологий переработки одного из основных возобновляемых источников сырья
— биомассы, и проведение процесса термической газификации древесины
с получением синтез-газа, на основе которого в дальнейшем можно получить целый спектр ценных продуктов (метанол, ДМЭ, синтетическое жидкое топливо и т.д). Стоит отметить, что несомненным плюсом использования биомассы в качестве сырья является низкое содержание или же полное
отсутствие в ней веществ, являющихся ядами для катализаторов процесса
(серосодержащих соединений, тяжелых металлов); а также доступные и
обширные ее ресурсы, постоянно возобновляющиеся без участия человека.
280
ДЕГИДРИРОВАНИЕ ЭТАНА ПРИ ИМПУЛЬСНОМ ПИРОЛИЗЕ И
ОКСИПИРОЛИЗЕ
Сальникова Л.В., Семочкина А.Е., Билера И.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ИНХС РАН)
При использовании реактора адиабатического сжатия в условиях
импульсного нагрева изучали влияние небольших добавок кислорода на
процесс дегидрирования этана. Добавки кислорода в количестве существенно меньшем, чем требуется для полного окисления алкана, окисляют
водород, образующийся в процессе дегидрирования, и способствуют сдвигу равновесия в сторону этилена:
C2 H 6  0,5O2  C2 H 4  H 2O
% масс.
Одним из способов увеличения выхода олефинов при дегидрировании алканов является снижение времени пребывания сырья в зоне реакции
до долей секунды, для чего проводят быстрое охлаждение продуктов; поэтому в данной работе использовали реактор адиабатического сжатия.
В сопоставимых
70,00
условиях
60,00
Пиролиз
50,00
смесь 1
Оксипиролиз
40,00
смесь 2
30,00
смесь 3
смесь 4
20,00
10,00
0,00
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
CO
Проведено сравнительное изучение пиролиза смесей состава (% об.):
2,0 С2Н6, 98,0 N2 (смесь 1) и оксипиролиза 2,0 С2Н6, О2 0,53 (смесь 2); 2,0
С2Н6, О2 0,70 (смесь 3); 2,0 С2Н6, О2 1,05 (смесь 4), N2 – баланс. Начальная
температура 120С, начальное давление 1 атм, диапазон степеней сжатия
от 30 до 50. Основными продуктами являются этилен и водород, СО (в
случае оксипиролиза); обнаружены также метан, пропилен, ацетилен, бутадиен-1,3 и следы пропана, н-бутана, бутенов и углеводородов С5+.
Установлено, что в условиях импульсного пиролиза по сравнению с
литературными данными селективность образования этилена выше. Экспериментально установлено, что добавки кислорода позволяют осуществить газофазное некаталитическое дегидрирование этана в этилен в более мягких условиях по сравнению с пиролизом. При равных конверсиях
281
исходного алкана необходим нагрев реакционной смеси до температур на
70 – 90С меньших, чем при пиролизе.
ПОЛУЧЕНИЕ АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ
ПРОПАН-БУТАНОВЫХ СМЕСЕЙ НА ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ
КАТАЛИЗАТОРАХ
Козлов А.М., Худяков Д.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время в России поутные газы используются нерационально. В то же время возможно их применение в качестве моторных топлив (в сжиженном виде) и как сырья для химической промышленности,
поэтому весьма актуальна разработка процессов глубокой переработки
компонентов природного и попутного газов в ценные химические продукты, спрос на которые возрастает. Одним из таких перспективных направлений является ароматизация парафинов С3-С4 с получением бензола и его
гомологов.
На сегодняшний день основные процессы получения ароматических
углеводородов – пиролиз и каталитический риформинг бензиновых фракций. Риформинг проводится с использованием дорогостоящего катализатора, содержащего платину и рений, и требует проведения сложной регенерации катализатора.
Из литературных данных известно, что высокой ароматизирующей
способностью обладают цеолитные катализаторы, содержащие платину,
палладий, цинк, галлий. Поэтому представляет интерес поиск каталитических систем со сравнительно невысокой стоимостью и высокими технологическими параметрами (активностью, селективностью).
Цель данной работы – исследование каталитических свойств промышленного катализатора ZSM-5, промотированного нитратом цинка с
добавками солей свинца и олова в процессе ароматизации пропана и пропан-бутановых смесей.
В работе изучено:
- влияние основных технологических параметров процесса на конверсию
сырья, селективность и выход ароматических углеводородов;
- влияние добавок свинца и олова на активность и селективность катализатора.
282
ПРОИЗВОДСТВО АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
ИЗ НЕТРАДИЦИОННОГО СЫРЬЯ
Набатова Ю.С., Петров С.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Применение сжиженных природных газов в нефтехимической промышлености в качестве сырья для производства базовых продуктов —
важная задача для уменьшения потребления узких нефтяных фракций. Одним из таких перспективных направлений является ароматизация парафинов С3-С4 с получением бензола и его гомологов.
Из литературных данных известно, что высокой ароматизирующей
способностью обладают цеолитные катализаторы, содержащие платину,
палладий, цинк, галлий. Поэтому представляет интерес поиск каталитических систем со сравнительно невысокой стоимостью и высокими технологическими параметрами (активностью, селективностью).
Цель данной работы – исследование каталитических свойств промышленного российского катализатора ПГБ-А и его модификации – ПГБА, промотированного оксидом галлия в процессе ароматизации пропана и
пропан-бутановых смесей.
В работе изучено:
- влияние основных технологических параметров процесса на конверсию
сырья, селективность и выход ароматических углеводородов;
- влияние промотора на активность и селективность катализатора.
ОКСИДЫ ПЕРЕХОДНЫХ МЕТАЛЛОВ: НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ
ЭМИССИЯ СИНГЛЕТНОГО КИСЛОРОДА
Матросова О.В., Руфов Ю.Н., Вишнецкая М.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
При рассмотрении механизмов прямого окисления углеводородов
молекулярным кислородом ключевым является вопрос о природе активных частиц, принимающих участие в окислительных превращениях.
Участие синглетной формы молекулярного кислорода (1О2) в реакциях окисления, протекающих на оксидных катализаторах, рассматривалось неоднократно. Способность оксидных катализаторов xV2O5·yMoO3
генерировать 1О2 при температурах выше 350С связывают с окислением
решеточного кислорода.
Целью настоящей работы являлось количественное определение
низкотемпературной эмиссии 1O2 на xV2O5·yMoO3 методом термодесорбции, установление оптимальных условий его генерации, а также роли в
окислении толуола молекулярным кислородом.
283
Количество 1O2 определяли струевым методом при остаточном давлении ~1 кПа и линейной скорости потока воздуха 260 см/с. На выходе из
реактора газ поступал в ячейку, где активный кислород селективно реагировал с хемилюминесцентным красителем.
Низкотемпературный 1O2 может быть вновь генерирован на поверхности после контакта с кислородом. Характер его термодесорбции зависит
от состава катализатора и наблюдается в интервале 20–350°С. Для V2O5 и
MoO3 термодесорбция начинается при 20°С и заканчивается при 130°С,
однако количество десорбирующегося 1O2 с V2O5 более чем в 2 раза больше, чем с MoO3.
Введение 25% MoO3 в оксид ванадия приводит к некоторому снижению (по сравнению с V2O5) количества десорбирующегося 1O2. Термодесорбция наблюдается в интервале 120–250°С; температура максимума
(Тmax) выделения синглетного кислорода приходится на 140°С. При повышении содержания MoO3 до 75% наблюдается дальнейшее снижение количества десорбирующегося 1O2, при этом Тmax смещается до 220°С.
Установлена корреляция выхода бензальдегида при окислении толуола (300°С) кислородом воздуха от Тmax для xV2O5yMoO3 разного состава.
Полученные в работе результаты могут служить основой для создания принципиально нового низкотемпературного окислительного каталитического процесса, обладающих рядом конкурентных преимуществ по
сравнению с существующими катализаторами и способами их применения.
ОКИСЛИТЕЛЬНОЕ ОБЕССЕРИВАНИЕ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
НА ОКСИДАХ ПЕРЕХОДНЫХ МЕТАЛЛОВ
Вахрушин П.А., Вишнецкая М.В.
(РГУ нефти и газа имениИ.М.Губкина)
Современный мировой рынок предъявляет жесткие требования по
содержанию серы в дизельных топливах. Большинство европейских стран
переходят на дизельные топлива, удовлетворяющие требованиям Евро 3 и
евро 4, в соответствии с которыми содержание серы не должно превышать
350 и 50 ppm соответственно. В настоящее время в России дизельные топлива выпускают с содержанием серы 500-1000 ppm.
На сегодняшний день наиболее распространенным методом удаления серы является гидроочистка. Однако, она имеет множество недостатков, таких как необходимость регенерации катализатора в результате его
быстрой закоксовываемости, большая стоимость водорода и утилизация
токсичного продукта – сероводорода.
Наиболее приемлемым и простым способом очистки является процесс прямого окисления серосодержащих углеводородов кислородом воз-
284
духа на гетерогенных катализаторах. Эти процессы используют в качестве
окислителя кислород воздуха, поэтому они являются наиболее дешёвыми.
В данной работе мы рассмотрели процесс окислительного обессервания дизельного топлива на ванадий-молибденовых катализаторах кислородом воздуха. Ранее нами была показана способность V2О5 и MoО3 генерировать синглетную форму молекулярного кислорода 1О2 при температурах выше 300С. Наибольшее количество 1О2 генерируется на смешанных
оксидах V2O5•MoO3 и V2O5, а на MoO3 синглетная форма кислорода не обнаруживается.
Каталитические исследования модельной реакция окисления смеси
тиофена и додекана проводили на лабораторной установке с изотермическим реактором проточного типа в интервале 300–350°С при атмосферном
давлении и объёмной скорости подачи сырья 1–9 ч-1. В качестве катализатора использовали индивидуальные и смешанные хV2O5•уMoO3 оксиды.
Показана
принципиальная
возможность
каталитического
окислительного обессеривания модельной смеси тиофена и додекана
кислородом воздуха на оксидах хV2O5уMoO3. Продуктом окисления
тиофена является сульфон, а продуктом частичного окисления додекана –
лауриновая кислота. Установлено, что ниже 330оС измененя температуры
и скорости подачи воздуха практически не влияют на конверсию додекана.
Конверсия тиофена возрастает с увеличением скорости подачи воздуха и
достигает своего предела при соотношении сырье:воздух=1:6,5. Найдены
оптимальные условия окисления тиофена в смеси с додеканом на
хV2O5уMoO3.
ПРЕВРАЩЕНИЕ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ВО
ФТОРСОДЕРЖАЩИХ СРЕДАХ
Иванова М.С., Вишнецкая М.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Выброс в атмосферу СO2 – основного парникового газа, обусловлен,
прежде всего, процессами горения, т.к. все высокотемпературные процессы связаны со сжиганием газообразного или жидкого топлива.
Существующие технологии очистки газовых выбросов от СO2, основанные на реагентных методах, неэкологичны из-за шламообразования, а
каталитическое гидрирование диоксида углерода связано с большими капитальными затратами. Поэтому разработка методов утилизации СO2,
имеющих низкие эксплуатационные затраты и перспективы применения
даже при малых концентрациях этого компонента в газовых выбросах,
представляется очень актуальной задачей.
В настоящей работе исследовано превращение диоксида углерода
при комнатной температуре и атмосферном давлении во фторсодержащих
285
средах (ФСС), в том числе, в трифторуксусной кислоте различной концентрации (99,9-0,01%), в водных растворах трифторацетатов щелочных металлов, фторидов натрия и кальция, а также в жидких и твердых перфторалканах. Все эти среды способны растворять и активировать значительные количества молекулярного кислорода, и, следовательно, проводить
окисление различных субстратов.
Газообразный СO2 барботировали со скоростью 5-60 мл/мин при
комнатной температуре через фиксированный объем ФСС. По разности
концентраций СO2 на входе и выходе из системы определяли количество
поглощенного диоксида углерода. Из анализа данных по кинетике поглощения СO2 фторсодержащими средами следует, что в этих системах химическое превращение диоксида углерода протекает с очень большой скоростью.
Продуктами превращения СO2 в ФСС, как было установлено качественно и количественно по специфической реакции с бихроматом калия,
являются соединения, которые содержат пероксогруппы.
На основании экспериментальных данных предложена схема возможных химических превращений СO2 в присутствии фторсодержащих
соединений, объясняющая образование продуктов, содержащих пероксогруппы.
Полученные в работе результаты открывают уникальные возможности не только эффективной утилизации СO2 в отходящих газах, но и получения ценных органических продуктов.
Работа
выполнена
при
финансовой
поддержке
РФФИ
(грант № 08-03-00388).
ВЛИЯНИЕ ПОЛИМОРФНЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ SiO2 НА СВОЙСТВА
КАТАЛИЗАТОРОВ ОКИСЛИТЕЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ МЕТАНА
Дедов А.Г., Локтев А.С., Нипан Г.Д., Кольцова Т.Н., Тюняев А.А.,
Шлячков Н.А., Аймалетдинов Т.Р., Моисеев И.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
ИОНХ РАН им. Н.С. Курнакова)
Композитные материалы на основе SiO2, содержащие оксиды марганца, вольфрама и щелочного металла (натрия или калия) относятся к
числу наиболее эффективных катализаторов реакции окислительной конденсации метана (ОКМ), позволяющей в одну стадию превращать метан кислородную смесь в продукты C2+ (этилен, этан, пропилен, пропан).
Обычно указанные композиты синтезируют методом поэтапной пропитки
аморфного SiO2 солями Mn, W и щелочных металлов, с последующими
процедурами высушивания и прокаливания.
286
В настоящей работе развит метод твердофазного синтеза композитов
Mn-W-Li(Na,K,Rb,Cs)/SiO2. Новые катализаторы характеризуются высокими показателями в процессе окислительной конденсации метана (конверсия метана до 49%, выход С2+ продуктов до 29%). Согласно данным
рентгенофазового анализа, катализаторы содержат WO3, нестехиометрические манганаты и вольфраматы щелочных металлов, а также полиморфный
SiO2: кристобалит + кварц для Li – контакта или кристобалит + тридимит –
в образцах, содержащих Na,K,Rb,Cs. Показано, что полиморфизм SiO2 является одним из важных факторов, влияющих на каталитическую активность.
Работа выполнена при финансовой поддержке Российского Фонда
Фундаментальных Исследований (грант 07-03-00533-а), программы «Развитие научного потенциала высшей школы (2000-2010 годы)» Федерального агентства по образованию РФ (проект 1708), программы Президиума
РАН № 19 «Химические аспекты энергетики» (проект 19П4 «Высокоселективный синтез этилена из метана для алкилирования алканов»), и Гранта Президента Российской Федерации для поддержки ведущих научных
школ Российской Федерации НШ-1733.2008.3 «Комплексы и наноразмерные структуры в катализе», научная школа академика РАН И.И. Моисеева.
МОДИФИЦИРОВАННЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ МАТЕРИАЛ
ДЛЯ СОРБЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Дедов А.Г., Омарова Е.О., Беляева Е.И., Идиатулов Р.К., Харитонов
А.П., Бузник В.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Институт энергетических
проблем химической физики РАН)
На этапах добычи, транспортировки, переработки нефти существует
большой риск аварийного разлива нефтепродукта. Наиболее эффективным
способом ликвидации аварийных разливов нефти с твердых поверхностей
и поверхности акваторий является сорбционная очистка. Полимерные материалы могут рассматриваться в качестве эффективных сорбентов, поскольку обладают высокой нефтеемкостью, низким водопоглощением и
возможностью регенерации, однако одной из проблем, связанной с их
применением в реальных (природных) условиях, является низкая сорбция
нефти из водной среды.
В работе была предпринята попытка модификации полимерного материала (ПМ) фторирующими агентами с целью улучшения эксплуатационных свойств при избирательной сорбции нефти из воды. Модификация
проводилась газообразной смесью фтора и гелия.
В результате испытаний модифицированного образца (ПМ F) было
установлено, что фторирование полимерной матрицы приводит к некото287
рому улучшению нефтеемкостной характеристики материала при сорбции
нефти с поверхности воды (табл. 1):
Таблица 1.
Наименование
Степень очистки поверхности
Очищенная
образца
воды от нефти
поверхность воды
ПМ
Удовл.
ПМ F
Хор.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (проект № 09-03-00984) и
гранта нш-1733.2008.3
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЮ
ПРИСАДОК В МОТОРНЫХ МАСЛАХ
Левин А.Я., Трофимова Г.Л., Евстафьев В.П.,
Селезнева И.Е, Иванова О.В., Кононова Е.А., Будановская Г.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Актуальной проблемой в настоящее время является решение задачи
замещения импортных присадок к моторным маслам различного назначения на присадки аналогичного типа отечественного производства.
Комплексом методов, разработанных в лаборатории ПАВ кафедры
физической и коллоидной химии РГУНГ, проведены исследования, позволившие заменить присадки фирмы Lubrizol - диалкилдитиофосфат цинка
LZ-1395 и дисперсант LZ-6412 на отечественные аналоги, разработанные в
лаборатории ПАВ РГУНГ - диалкилдитиофосфаты цинка ЦД-7 и ЦД-8 и
дисперсант СМ-3, которые включены в отечественный пакет присадок К7321 для дизельного масла типа CF4.
Разработаны так же синтез и технология получения новой высокощелочной алкилфенольной присадки В-7130Д, которая с успехом заменяет
импортный аналог в дизельных маслах и маслах для бензиновых двигателей высоких серий.
288
МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА ПРИРОСТА
ЦЕТАНОВОГО ЧИСЛА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ НАЧАЛЬНОГО ЕГО
ЗНАЧЕНИЯ И КОНЦЕНТРАЦИИ ПРИСАДКИ
Любименко В.А., Колесников И.М., Данилов А.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ВНИИНП)
Цетановое число является одним из основных параметров, влияющих на эксплуатационные свойства дизельных топлив. Рост цетанового
числа (ЦЧ) дизельных топлив с увеличением содержания в них нормальных углеводородов имеет вид довольно сложной функциональной зависимости.
Для повышения ЦЧ дизельных топлив применяют различные присадки. Гидропероксиды не нашли широкого применения в качестве цетанповышающих присадок, так как они неустойчивы при хранении, и, кроме
того, при хранении дизельных топлив в присутствии добавок гидропероксидов изменяется состав топлив.
В зарубежной практике и в Российской Федерации наиболее широко
распространены этил- и пропилнитраты. За рубежом в качестве цетанповышающей присадки применяют 2-этилгексилнитрат (ЭГН):
CH3-HC(C2H5)-(CH2)4-ONO2.
На основании обработки экспериментальных данных зарубежной литературы получено уравнение, связывающие прирост ЦЧ дизельного топлива с концентрацией ЭГН и исходным значением ЦЧ, следующего вида:
ЦЧ  e
  Ц 11 / 0 , 47 1 С
 0

 1,
(1)
где ЦЧ – прирост цетанового числа дизельного топлива в присутствии
присадки, Ц0 – исходное цетановое число дизельного топлива (без присадки), С – концентрация присадки, об. %.
С учетом уравнения (1) цетановое число дизельного топлива с присадкой (ЦЧ) может быть рассчитано по формуле
ЦЧ  Ц0  ЦЧ  Ц0  e
 Ц 11/ 0, 47 1 С
 0

1 .
(2)
На основании уравнения (2) создана программа для выполнения расчетов на ЭВМ ЦЧ дизельного топлива в зависимости от его начального
значения Ц0 и концентрации присадки C.
Квантово-химическими методами изучено взаимодействие ЭГН с цетанповышающей присадкой ЭГН.
289
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСТВОРИТЕЛЕЙ ДЛЯ
ЭКСТРАКЦИИ АРЕНОВ ИЗ РИФОРМАТОВ И СЕЛЕКТИВНОЙ
ОЧИСТКИ МАСЕЛ ОТ ТЯЖЕЛОЙ АРОМАТИКИ НА ОСНОВЕ
КВАНТОВО-ХИМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
Любименко В.А., Колесников И.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Бензол, толуол и ксилолы широко используются в производстве
практически всех видов конечных химических продуктов – пластических
масс, синтетических каучуков, синтетических волокон и растворителей.
Одним из методов получения этих продуктов является экстракция из риформатов.
Первым растворителем для экстракции бензола был предложенный
американскими химиками диэтиленгликоль HO-CH2CH2OCH2CH2-OH.
Этот двухатомный спирт не утратил своего промышленного значения и по
сегодняшний день. Затем были найдены другие, более эффективные растворители – триэтиленгликоль HO-[-CH2CH2O-]3-OH, тетраэтиленгликоль
HO-[-CH2CH2O-]4-OH, сульфолан C4H6SO2, морфолин C6H5N=O и некоторые другие.
Одним из главных этапов технологических процессов производства
смазочных масел из нефтяного сырья является их селективная очистка от
тяжелой ароматики для улучшения физико-химических и эксплуатационных характеристик. Селективная очистка основана на способности полярных растворителей избирательно растворять такие компоненты сырья как
полициклические ароматические углеводороды.
Основными промышленными растворителями для очистки масел от
тяжелой ароматики являются фенол, фурфурол и N-метил-2-пирролидон
(наиболее безопасный с экологической точки зрения растворитель). При
селективной очистке масел фенолом или N-метил-2-пирролидоном в зону
экстракции иногда вводят антирастворитель (обычно воду), снижающий
избыточную растворяющую способность растворителя и повышающий
четкость разделения полезных компонентов сырья и примесей.
Обычно хороший растворитель для экстракции аренов из риформатов или тяжелых ароматических углеводородов из масел подбирается экспериментальным путем. На основании расчетов энергий межмолекулярного взаимодействия между аренами, полициклическими углеводородами и
растворителями, а также энтальпий образования соответствующий межмолекулярных комплексов получен критерий оценки экстрагирующей способности растворителей. Расчеты энергии межмолекулярного взаимодействия проведены неэмпирическим квантово-химическим методом теории
возмущений Меллера-Плессе MP2/6-311(d,p). Теплоты образования меж290
молекулярных комплексов рассчитаны полуэмпирическим квантовохимическим методом PM6, входящим в пакет MOPAC2007.
СВЯЗЬ МЕЖДУ СОДЕРЖАНИЕМ ОБЩЕЙ СЕРЫ В СЫРЬЕ И
СОДЕРЖАНИЕМ МЕРКАПТАНОВОЙ СЕРЫ ВО ФРАКЦИЯХ,
ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕФТИ
Любименко В.А., Олтырев А.Г., Колесников И М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «МНПЗ»)
Меркаптановая сера, ррm
Проведены измерения содержания общей и меркаптановой серы в
нефтяных фракциях, предназначенных для процесса риформинга на Новокуйбышевском НПЗ. Определение серы в нефти и смеси нефти с газоконденсатом, а также во фракциях, выделенных из нефти, выполнено на приборе АРН-2.
Определение общей и меркаптановой серы выполнено для следующих образцов: 1 – нефтесмесь (420=821,8 кг/м3); 2 - нефть (420 = 842
кг/м3); 3 - нефтесмесь (420 = 854 кг/м3); 4 - нефтесмесь (420 = 853,4 кг/м3) и
5 - нефть (420 = 861,3 кг/м3). Общее содержание серы в мас. % проходит
через максимум при переходе от образца 1 к образцу 5. Содержание меркаптановой серы в нефтях и их смесях с газоконденсатом при переходе от
первого образца нефти к пятому образцу снижается с 699 до 105 ppm.
Из каждого из образцов нефти было ото2000
1
брано по 4 фракции на
1800
2
1600
АРН-2, выкипающих в
3
1400
следующих интервалах
1200
температур: НК-62, 62–
1000
105, 105–140, 140–180 ºС.
800
600
Для каждой фрак400
ции определено содержа200
ние общей и меркаптано0
вой серы. Наибольшее
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30
Содержание общей серы, %
содержание общей серы
было установлено во
фракциях 140–180 ºС, поРис. 1. Связь между содержанием меркапта- лученных из всех образновой серы во фракциях, ºС: 1 – н.к.62, 2 – цов нефти.
Выявлена
связь
100140; 3 – 140180 с содержанием общей
между
меркаптановой и общей серы во фракциях, выделенсеры всодержанием
сырье.
ных из исследованных образцов нефтей (рис. 1), что позволяет по содержанию меркаптановой серы оценивать содержание общей серы в исходном
сырье и во фракциях, и наоборот.
291
Для объяснения закономерностей, представленных на рис. 1, проведены квантово-химические расчеты энергии взаимодействия серосодержащих соединений, присутствующих в нефти, с некоторыми компонентами бензиновых фракций.
КВАНТОВО-ХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ АКТИВНОСТИ
КАТАЛИЗАТОРОВ ПРОЦЕССОВ АРОМАТИЗАЦИИ ПРОПАНА
И АЛКИЛИРОВАНИЯ БЕНЗОЛА ПРОПИЛЕНОМ
Широков Д.В., Любименко В.А., Колесников И.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Каталитические превращения углеводородов лежат в основе важнейших нефтехимических процессов. Нередко главная роль в таких процессах отводится именно катализатору. Поэтому разработка научных основ поиска эффективных катализаторов для тех или иных реакций, равно
как и подбор реакций к уже существующим, хорошо изученным промышленным катализаторам является одним из приоритетных направлений современной прикладной химии.
Основным критерием, определяющим возможность и глубину протекания каталитического процесса, нами предложено считать обобщенный
квантово-химический принцип: реакция может протекать на всех элементарных стадиях при одновременном выполнении требований, накладываемых на систему правилом Хунда, принципами Паули, орбитальной симметрии, совпадения фазовых знаков зарядов и соответствия энергий взаимодействующих орбиталей. Действие данного принципа было подробно
рассмотрено и подтверждено квантово-химическими расчетами для двух
каталитических процессов:
— ароматизации пропана в присутствии алюмосиликатных катализаторов, модифицированных галлием,
— алкилирования бензола пропиленом в среде органохлорсиланов.
Для оценки эффективности катализаторов была выбрана акцепторная
способность f — величина, эквивалентная напряженности электромагнитного поля, развиваемого тетраэдрами каталитических центров; f вычислялась по формуле:
f  k 2m
a n
где m — заряд центрального катиона, a — длина связи между узлами
тетраэдра, n — координационное число катиона, k — коэффициент, учитывающий влияние соседних тетраэдров и ряд других факторов. Значения
длин связей определены методами молекулярной механики и неэмпирическим квантово-химическим методом, входящим в программный комплекс
GAMESS. Заряды катионов определены методом Вонга-Форда, основан292
ным на расчете электростатического потенциала молекул, с помощью пакета программ MOPAC 2007.
Выводы, сделанные на основании квантово-химических расчетов,
хорошо коррелируют с результатами экспериментов.
ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ,
ПОСТУПАЮЩЕЙ НА РИФОРМИНГ
Зубер В.И., Колесников И.М., Колесников С.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Согласно стандартам ЕВРО-4 товарные бензины не должны содержать в своем составе бензола выше 1,0 мас.% до 35 мас.% ароматических
углеводородов. Следовательно, на установках риформинга низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановый риформат необходимо подбирать сырьё с пониженным содержанием бензолобразующих фракций.
На ОАО «МНПЗ» для оптимизации состава сырья, направляемого на
становку риформинга были проведения исследования физико-химических
свойств и химического состава узких бензиновых фракций с пределами
температур выкипания нк-62, 60-82, 82-120, 80-180 и 110-1800С.
Установлено,что максимальное содержание суммы углеводородов
С5- С6, С7, С8 и С9 распределены по указанным фракциям,соответственно.
Только фракция, выкипающая в интервале температур 110-1800С не содержит бензол образующих пентановых и гексановых соединений. На
Московском НПЗ были проведены пробеги установок риформинга на бензиновой фракции, которая выкипала в интервале температур 110-1800С.
При работе двух установок риформинга на оптимизированной фракции содержание бензола в риформате достигало 1,0-1,32%, но содержание
ароматических углеводородов в риформатах достигало 55,0-57%. При приготовлении товарных бензинов содержание ароматических углеводородов
снижалось до 34-36% за счёт разбавления риформата метилтретбутиловым
эфиром, прямогонным бензином и бензином с установки каталитического
крекинга.
Октановые числа по моторному и исследовательскому методу рассчитывали с применением формулы:
ОЧ = ОЧ0 + К lnCАр/ Сар0
Эта формула позволяет рассчитывать МОЧ и ИОЧ в пределах -+0,5
единицы. Одним из важных закономерностей, которые были выявлены на
установках риформинга, было распределение ароматических углеводородов по реакторам. При переходе реакционной смеси от первого реактора к
третьему содержание аромптических углеводородов в риформате линейно
293
увеличивалось с 25 до 44% при температуре 4800С, с 35 до 51% при температуре 4950 С и с 38 до 57% при температуре 5050 С.
Оптимизация температуры выкипания низкооктановой прямогонной
бензиновой фракции позволило получать риформаты, на основе которых
завод производит товарные бензины по стандартам ЕВРО-4.
ОЦЕНКА ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ КОКСА
В ПРОЦЕССЕ ВИСБРЕКИНГА. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
СПЕЦИАЛЬНЫХ РЕАГЕНТОВ
Головин А.Н., Хуторянский Ф.М., Аббасов М.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина; ОАО «Саратовский НПЗ»)
Интерес к процессу "висбрекинг", который проявляется в настоящее
время во многих странах, в том числе и в России, определяется необходимостью углубления переработки нефти. Кроме того, он обусловлен всевозрастающей добычей сернистых и высокосернистых нефтей. Сравнительно
простой, не требующий разработки специального и дорогостоящего оборудования, процесс "висбрекинг", представляющий собой эффективный и
гибкий жидкофазный процесс термической переработки остаточного сырья – гудрона в мягких условиях, в настоящее время является одним из
перспективных в схемах глубокой переработки высоковязких нефтяных
остатков.
Ограничивающим фактором длительности «пробега» установки является коксоотложение, которое приводит к преждевременным остановкам
для чистки и удаления кокса. Сырье, поступающее на висбрекинг, содержит дисперсионную коллоидную фазу, которая включает агрегаты с адсорбированными молекулами смол, окружающими молекулы с очень высокими молекулярными массами и комплексными структурами, главным
образом, асфальтенами. В зависимости от их природы углеводороды неодинаково подвергаются термической деструкции.
Основные воздействия на сырье в процессе висбрекинга:
- деалкилирование циклических структур с широкими цепями;
- дегидрогенизация и конденсация циклических молекул, приводящих к превращениям асфальтенов;
- частичная деградация смол, приводящая к несбалансированному
отношению между смолами и асфальтенами;
В настоящем докладе авторами приведено описание зон, подверженных загрязнению для различных типов процесса висбрекинга, описана взаимосвязь жесткости режима со стабильностью конечного продукта и методы определения стабильности.
294
Для предотвращения отложения кокса на установках висбрекинга
подается высокотемпературный ингибитор коксообразования, выполняющий функцию диспергатора.
В образовании кокса не последнюю роль играют реакции полимеризации. Полимеризационные процессы, в основном, протекают в кубе фракционирующей колонны. Поэтому перед ней практикуется подача антиосадителя, который сочетает функции стабилизатора асфальтенов и ингибитора полимеризации.
В настоящем докладе приведены результаты обследования установки
висбрекинга ОАО "Саратовский НПЗ" с целью оценки эффективности
применения специальных реагентов. Рассмотрены методы мониторинга
коксообразования, проанализирована динамика коксообразования в змеевиках печи, теплообменниках и ректификационный колонне. Показано изменение ряда технологических параметров во времени. Разработаны рекомендации по оптимизации применения специальных реагентов.
КРУПНОТОННАЖНЫЕ И БЛОЧНО-МОДУЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ
Бессонный А.Н., Бессонный Е.А., Навалихин Г.П., Машковцев П.Д.,
Куцак М.Ю.
(ООО «ЛенНИИХимМаш»)
ООО «ЛЕННИИХИММАШ» ведет отсчет своей истории от предприятия «Гипроазотмаш», образованного в 1931 году в Ленинграде. Наш
Институт являлся первым в России институтом химического машиностроения, специализирующимся на создании низкотемпературных блоков разделения воздуха и коксового газа, азотных компрессоров, аппаратов высокого давления, насосов и химических печей.
В сферу наших интересов попадает:
- переработка природного и попутного газов;
- очистка и осушка газа;
- сжижение природного газа;
- производство трихлорсиланов и поликристаллического кремния;
- производство метанола;
- химическое и нефтехимическое производство (получение полиэтилена высокого давления).
Работы, выполняемые институтом, осуществляются по следующим
основным направлениям:
- генеральное проектирование;
- оказание инжиниринговых услуг;
- изготовление, ремонт, комплектация и поставка технологических
комплексов и оборудования;
295
- проектирование нестандартного технологического оборудования;
- экспертиза промышленной безопасности;
- сертификация оборудования.
Только за последние 15 лет мы спроектировали газоперерабатывающие заводы для таких компаний как: ООО «Оренбурггазпром», ОАО
«Сургутнефтегаз», УДП «Шуртаннефтегаз» (Узбекистан), ЗАО «Североргсинтез», ОАО «СибурТюменьГаз» и т.д. Для многих из них занимались
разработкой и поставкой оборудования.
Ввиду возросшего интереса к вопросу утилизации попутного нефтяного газа наш Институт открыл новое направление деятельности: малогабаритные установки переработки (до 150 млн. м3 газа в год) нефтяного газа
и подготовки (до 4000 нм3/ч) топливного газа.
Технологии, предлагаемые ООО «ЛенНИИХимМаш» были многократно опробованы и показали высокую конкурентоспособность.
ЭКСТРАКЦИЯ ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ИЗ
АЛКАНОЛАМИНОВЫХ РАСТВОРОВ ПОЛИФЕНОЛОВЫМ
ЭФИРОМ
Лыков О.П., Толстых Л.И., Спасенков А.М., Лазарев В.И.
(РГУ нефти и газа имени И.M.Губкина, ООО «Газпром добыча
Оренбург», ОАО «ВНИИГАЗ»)
Основным методом, используемым для очистки природного газа от
кислых компонентов является абсорбционный процесс с применением
водных растворов алканоламинов. Однако непостоянство состава сырья,
появление в нем минеральных солей, ингибиторов коррозии, тяжелых углеводородов и смол приводит к вспениванию аминового раствора, повышенному расходу абсорбента, ухудшению степени очистки газа, снижению
производительности установки.
Экстракционный процесс позволяет оперативно реагировать на поступление в раствор пенообразующих веществ путем увеличения соотношения раствор : экстрагент, а также за счет увеличения доли поглотительного раствора, подаваемого на экстракционную очистку. Авторами была
показана возможность использования в качестве такого экстрагента полифенилового эфира (ПФЭ).
Были определены оптимальные условия проведения экстракции пенообразующих веществ из алканоламинового раствора полифениловым
эфиром при 500С. Оптимальная концентрация ПФЭ в алканоламиновом
растворе составила 4 г/л. Экстракция проводилась до полного извлечения
пенообразующих веществ при скоростях перемешивания 150, 300, 600,
1200 и 1800 об/мин.. Было отмечено, что при увеличении скорости перемешивания скорость экстракции возрастает. Показано, что в ходе экстрак296
ции происходит непрерывное снижение высоты слоя пены, а время завершения процесса экстракции существенно зависит от скорости перемешивания: 4 ч – для 150 об/мин; 1 ч – для 600 об/мин. Увеличение скорости до
1200 – 1800 об/мин приводит к образованию стойкой эмульсии, при этом
значительно увеличивается время расслоения смеси.
АНТИКОРРОЗИОННАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Силин М.А., Магадова Л.А., Николаева Н.М.,
Пахомов М.Д., Маркова Н.С.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, Институт промысловой химии)
Проблема защиты оборудования от коррозии остро стоит на нефтяных и газовых месторождениях России. Одним из наиболее распространенных способов является применение ингибиторов коррозии. В зависимости от состава агрессивной среды требуется подбор ингибитора определенного химического состава. На поверхности металла, вследствие зернистости его структуры, находятся как катодные, так и анодные участки, на
них адсорбируются молекулы ПАВ различных зарядов, поэтому использование композиции ПАВ наиболее предпочтительно, чем применение индивидуальных соединений.
Цель работы заключалась в создании ингибирующей композиции на
основе аминированных непредельных высокомолекулярных кислот (ИК-1)
и аминопроизводного алкенилянтарного ангидрида (ИК-2). Соединения
различаются растворимостью в углеводородах и воде, ИК-1 растворяется в
углеводородах, а ИК-2 одновременно растворяется в воде и углеводородах.
Подбор композиции проводили с применением метода наименьших
квадратов, где скорость коррозии выступала моделируемой переменной
«y», а независимой переменной служила доля ИК-1 и ИК-2, в парной композиции 0 < x < 1. Случай x = 0 соответствовал отсутствию в композиции
ИК-1, а случай x = 1 соответствовал свойствам ИК-1 и ИК-2.
Визуальный график зависимости y (x) показал, что подходящей
фун -кцией для описания y (x) является регрессивная модель – полином 3ей степени от x:
y (x) = a0 +a1x +a2x2 + a3x3 ,
где y – скорость коррозии;
x – доля ИК-1 в композиции;
a0 – a3 – параметры, оценка которых проводится по результатам экспериментов.
297
Анализ экспериментальных данных показывает, что наибольшая
степень защиты наблюдается у композиции ИК-1 с ИК-2, в соотношении
равном 3:1, скорость коррозии у нее 0,24 г/м2·ч. При низкой концентрации
(0,05%) эта композиция не образует пены и эмульсии электролита, а углеводородная эмульсия разрушается на 70% через 10 мин. Скорость коррозии ИК-1 в идентичных условиях составляет 0,84 г/м2·ч, а ИК-2 – 0,62
г/м2·ч.
Незначительно по защитным свойствам вышеуказанной композиции
уступает состав, содержащий компоненты в равных количествах, скорость
коррозии 0,32 г/м2·ч, при этом склонность к эмульгированию и пенообразованию у обеих композиций одинаковая.
В результате проведенного исследования разработана ингибирующая
композиция, обладающая синергизмом и не требующая применения одновременно с ингибитором коррозии пеногасителей и деэмульгаторов, по
защитным свойствам она находится на уровне зарубежных аналогов.
МЕТОДИКА ВЫБОРА ПАВ ДЛЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Магадова Л.А., Ефимов М.Н., Черыгова М.А., Ефимов Н.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из эффективных реагентов для селективной изоляции водопритоков в добывающие скважины является безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО). Раствор состоит из портландцемента, дизельного топлива, композиции ПАВ, промышленно выпускаемых
предприятием ЗАО «Химеко-ГАНГ».
Основными требованиями, предъявляемыми к БТРУО, являются: селективность состава, минимальная пластическая вязкость, низкая фильтратоотдача, высокая седиментационная устойчивость. Выбор ПАВ и подбор концентраций осуществлялся в соответствии с этими требованиями.
Для сокращения количества лабораторных работ была предложена
методика выбора концентрации ПАВ по величине объема осадка цементной суспензии в углеводородной жидкости в зависимости от концентрации ПАВ.
В суспензии цемента без добавления ПАВ оседание частиц происходит быстро из-за образования агрегатов. Осевший осадок занимает
большой объём, так как частицы располагаются случайно, сохраняя то
случайное расположение, в котором они оказались при столкновении.
В суспензиях цемента с ПАВ частицы дисперсной фазы достаточно
малы и их оседание происходит медленно, образуется плотный осадок.
Объясняется это тем, что адсорбционные слои препятствуют укрупнению
частиц. Скользя друг по другу, частицы занимают положение с макси298
мальной плотностью усадки. При концентрации ПАВ выше оптимальной
происходит взаимодействие молекул ПАВ и образуются адсорбционносольватные слои, обладающие большей вязкостью. Такие слои не успевают
выдавливаться из зазора между частицами за время их столкновения и
оказывают механическое сопротивление слипанию частиц. Поэтому с увеличением концентрации ПАВ осадок увеличивается.
Таким образом, объём осадка может служить показателем степени
агрегативной устойчивости кинетически неустойчивой суспензии и косвенно способствует подбору оптимальной концентрации ПАВ для стабилизации суспензии цемента в керосине.
Выбранные концентрации ПАВ, по данной методике, уточнялись по
минимальному значению поверхностного натяжения на границе керосин
–вода, седиментационной устойчивости, пластической вязкости полученной суспензии, по степени замещения углеводородной среды на водную.
СИНТЕЗ И ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ РЯДА
АМИНОСОДЕРЖАЩИХ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ
Силин М.А., Магадова Л.А., Маркова Н.С.,
Николаева Н.М., Учаев А.Я.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
Институт промысловой химии)
Газовая промышленность России обеспечена надежной сырьевой базой, однако более 1/3 разведанных запасов природного газа содержат коррозионно – агрессивные компоненты: сероводород, диоксид углерода,
меркаптаны, электролиты. Эксплуатация их осуществляется с применением различных способов защиты от коррозии, при этом наиболее экономически выгодным является применение ингибиторов коррозии, достоинством метода является простота и возможность заменять в случае изменения агрессивности среды существующий ингибитор на более эффективный реагент, не нарушая при этом технологическую схему добычи и подготовки газа.
К ингибиторам сероводородной коррозии газа помимо требований к
защитным свойствам предъявляется еще ряд технологических требований они не должен проявлять склонность к эмульгированию и пенообразованию.
Несмотря на большой ассортимент ингибиторов коррозии, выпускаемых отечественными и зарубежными фирмами, создание комплекснодействующих ингибиторов коррозии остается актуальной задачей.
299
Целью исследований являлась разработка многофункционального
ингибитора коррозии, обладающего защитными, деэмульгирующими и пеногасящими свойствами.
В качестве сырья при синтезе использовали смесь предельных и непредельных высокомолекулярных кислот С14 и выше с полиаминами. Соотношение компонентов при синтезе изменялось от 1:1 до 5:1. Были определены оптимальные условия синтеза – температура 130-150С, продолжительность синтеза – 5 часов. Свойства полученных соединений характеризовались скоростью коррозии и склонностью их к эмульгированию и пенообразованию. Оценку свойств синтезируемых продуктов проводили методами, рекомендованными ВНИИГАЗом.
При соотношении компонентов 2:1 полученные соединения имеют
скорость коррозии 0,4 г/м2ч, склонность к пенообразованию и эмульгированию у них отсутствует. Увеличение содержания кислот при синтезе
приводит к улучшению защитных свойств. При соотношении кислот к
аминам равном 4:1 образуются соединения с наибольшей защитной способность - скорость коррозии составляет 0,2 г/м2ч, пенообразующими
свойствами эти соединения также не обладают, по скорости разрушения
эмульсии они укладываются в установленные нормы.
Разработанный ингибитор коррозии по защитным свойствам находится на уровне зарубежных аналогов и может быть рекомендован для
промышленного применения.
УЛУЧШЕНИЕ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ СВОЙСТВ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ ДЛЯ КОМПРЕССОРОВ,
ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ГАЗ С КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫМИ
ПРИМЕСЯМИ
Спиркин В.Г., Татур И.Р., Купарева А.А., Запунный М.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время мировая добыча природного газа, содержащего коррозионно-активные примеси, в том числе в России в странах
СНГ, составляет около 10% всего объема потребляемого газа. Воздействие этих примесей на газотранспортное оборудование вызывает коррозию, наводороживание, водородное охрупчивание и растрескивание
стали.
Существуют различные методы защиты деталей газоперекачивающих агрегатов от сероводородной коррозии. Нами исследовалась
возможность защиты от коррозионно-механического износа деталей
маслосистем газовых компрессоров с помощью ингибированных турбинных масел.
300
Работами, проведенными в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, показано, что использование ингибитора сероводородной коррозии
аминного типа марки НХ-1 в составе турбинного масла ТУРБО EP 32
(ТУ 0253-031-44918199-2008) значительно улучшает антикоррозионные свойства турбинного масла. Добавление ингибитора в концентрации 0,1 % мас. снижает скорость коррозии стали в турбинном масле в 3
раза, что установлено коррозионными испытаниями по методу, разработанному лабораторией Промысловой химии.
При исследовании эксплуатационных свойств полученного ингибированного масла было установлено, что ингибитор марки НХ-1, вводимый в масло, значительно увеличивает время деэмульсации этого
масла.
Улучшить деэмульгирующие свойства масла, содержащего ингибитор НХ-1, удалось при введении в состав масла деэмульгатора
«Нефтенол Д» марки Б-1. Испытания проводились на приборе МОСТ-1
согласно ГОСТ 12036-66. В ходе испытаний было выяснено, что при
добавлении в масло ТУРБО EP 32, содержащее ингибитор марки НХ-1
(0,1% мас.), деэмульгатора «Нефтенол Д» марки Б-1 в концентрации
0,01% мас. сокращается время деэмульсации масла в 2 раза по сравнению с чистым маслом ТУРБО EP 32 и в 9,5 раз по сравнению с маслом
ТУРБО EP 32 с содержанием ингибитора НХ-1 (0,1% мас.).
Таким образом, при добавлении в турбинное масло марки
ТУРБО EP 32 ингибитора сероводородной коррозии НХ-1 (0,1% мас.)
и деэмульгатора «Нефтенол Д» марки Б-1 (0,01% мас.) значительно
улучшаются противокоррозионные и деэмульгирующие свойства масла.
ПРИМЕНЕНИЕ ФУЛЛЕРЕНОВ В КАЧЕСТВЕ НАПОЛНИТЕЛЕЙ
ПЛАСТИЧНЫХ СМАЗОК
Бергельсон М.Б., Татур И.Р., Тонконогов Б.П., Ягода М.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из направлений в улучшении показателей качества пластичных смазок является применение высокодисперсных наночастиц (фуллеренов). Это позволит получить высококачественные смазки с лучшими
смазочными, герметизирующими, защитными и другими способностями, а
также расширить диапазон условий их работоспособности.
Фуллерены имеют относительно высокую стоимость (10-15$ за
грамм), и их использование в качестве наполнителей экономически выгодно только в концентрациях до 1%.
Цель работы – определение оптимальной концентрации фуллеренов и способ их введения в смазочный материал.
301
В качестве объектов для исследований взяты порощки, содержаший
со фуллеренов до 99% и углеродный порошок – шунгит ( около 5%
фуллеренов). В качестве основы была выбрана смазка Литол-24.
Наполнитель вводили в смазку при 60 и 120°С с последующим перемешиванием до полного равномерного распределения в объеме с последующей гомогенизацией.
Введение фуллеренов незначительно влияет на объёмномеханические свойства смазок (пенетрация, температура каплепадения).
Значительного улучшения трибологических свойств, определенных
на четырехшариковой машине трения, при температуре ввода наполнителя -1200 С - не наблюдалось При использовании шунгита проявлялось его
абразивное действие. Определено, что важным фактором применения
фуллеренов в качестве наполнителей является технология их введения.
Температура - 60оС является оптимальной. Для смазки Литол-24 с концентрации фуллеренов от 0,5 до 1,5% мас. улучшаются трибологические
характеристики смазки Литол-24, в частности увеличиваются критическая
нагрузка сваривания, индекс задира, снижается диаметр пятна износа.
Таким образом, подтверждена возможность использования фуллеренов, причём в концентрациях, значительно меньших, чем при введении
традиционных наполнителей (графита, дисульфида молибдена).
АНАЛИЗ СОСТАВА СОЛЬВАТНЫХ ОБОЛОЧЕК
НАНОАГРЕГАТОВ АСФАЛЬТЕНОВ В ТОЧКЕ НАЧАЛА ИХ
ОСАЖДЕНИЯ ИЗ МОДЕЛЬНЫХ ДИСПЕРСИЙ
Сафиева Д.О., Лихацкий В.В., Сюняев Р.З.
(ИБХФ РАН, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Асфальтены склонны образовывать отложения на рабочих поверхностях, что вызывает проблемные ситуации в процессах добычи, транспортировки и переработки нефти. Начальная стадия выделения асфальтенов из
нефтяных систем характеризуется экспериментально определяемой точкой
onset. В настоящей работе представлен теоретический подход, который
может быть полезен при решении задачи прогнозирования фазового поведения асфальтенов.
Для модельной системы, состоящей из молекул асфальтенов, толуола и н-алкана, было рассмотрено молекулярное распределение компонентов в ближней координационной сфере наноагрегатов асфальтенов. Природные асфальтены были выделены по стандартной методике из западносибирской нефти, а в качестве осадителей асфальтенов из раствора в толуоле (концентрация 2 г/л) были использованы н-гексан и н-гептан.
На основании экспериментальных оценок средних размеров наноагрегатов асфальтенов в толуольном растворе с помощью флуоресцентной
302
спектроскопии, результатов измерений точек onset выпадения асфальтенов
из модельных асфальтеносодержащих систем с использованием методов
оптической спектроскопии, соотношения энергий взаимодействий для пар:
асфальтен/толуол, асфальтен/н-алкан, а также ряда допущений относительно геометрии молекул растворителя и осадителя были определены
критические значения относительного числа молекул осадителя в сольватных оболочках асфальтеновых наноагрегатов при потере ими агрегативной
устойчивости. Экспериментальные результаты измерений точек onset осаждения асфальтенов были использованы в теоретической модели для
оценки состава сольватных оболочек наноагрегатов асфальтенов в момент
начала их флокуляции. Количество осадителя в сольватных оболочках
наноагрегатов асфальтенов в момент потери ими устойчивости определяли
на основе энергетических карт, построенных для каждой изученной системы. Теоретическая часть предложенной модели оперирует следующим
набором параметров для каждого компонента системы: радиус, параметр
растворимости, потенциал межмолекулярных взаимодействий.
Таким образом, предложен способ определения состава сольватной
оболочки агрегата асфальтена в момент потери им агрегационной стабильности или на начальной стадии выпадения асфальтенов.
НЕФТЯНЫЕ ДИСПЕРСНЫЕ СИСТЕМЫ, ПЕТРОЛЕОМИКА И
НАНОТЕХНОЛОГИИ
Сафиева Р.З., Сюняев Р.З.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Более 30 лет тому назад была обоснована доктрина о нефтяных дисперсных системах (НДС), которая позволила понять причины многих не
находивших
ранее объяснения экстремальных изменений физикохимических свойств нефтяных систем, обнаруживаемых в лабораторных и
промышленных условиях при проведении технологических процессов.
Позже, благодаря развитию тонких инструментальных методов (импульсной ЯМР-спектроскопии, диэлектрической и оптической спектроскопии, электронной и атомно-силовой микроскопии) исследователи
установили, что нефтяные системы структурированы на микро- и наноуровне. Наноструктуры, открытые за последнее время, встречаются в небольших количествах и в нефтях (адамантаны, фуллерены, соли тетрамерных нефтяных кислот). Однако в настоящее время внимание исследователей по-прежнему приковано к традиционному компоненту нефтей и
нефтяных остатков – асфальтенам. Проф. О.Маллинз (Шлюмберже, 2007)
ввел понятие о петролеомике как новом научном направлении в исследовании нефтяных систем, которое по аналогии с геномикой в биологии, основано на представлениях о формировании в каждой нефтяной системе
303
уникального распределения непрерывного ряда отличающихся по размерам и растворимости смолисто-асфальтеновых компонентов в исходной
углеводородной
матрице.
В
работах
последователей
научнопедагогической школы «Физико-химические основы и технологии переработки нефтяных дисперсных систем» и зарубежных исследователей показано, что в зависимости от концентрации асфальтенов в НДС и состава
дисперсионной среды возможно формирование частиц асфальтенов от нано- до микроразмеров и образование НДС типа свободно- или связнодисперсной системы.
В системах, содержащих частицы наноразмеров, особенно ярко выражены размерные эффекты такие, как: капиллярная конденсация, зависимость давления насыщенного пара и растворимости от размера частиц и
др. В частности, нашей исследовательской группой экспериментально
установлен эффект капиллярной агрегации, заключающийся в проявлении
зависимости адсорбционных параметров асфальтенов от размера частиц
порового пространства.
Критический обзор нанотехнологий, предлагаемых в области нефти
и газа, показывает, что они делятся на реально востребованные и «приписываемые» к ним как следствие коньюктурного спроса на рынке бюджетных средств.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭКСТРАКТОВ СЕЛЕКТИВНОЙ ОЧИСТКИ В
ПРОИЗВОДСТВЕ ПЛАСТИЧНЫХ СМАЗОК
Бергельсон М.Б., Татур И.Р., Тонконогов Б.П.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В настоящее время экстракты селективной очистки нашли применение при изготовлении дорожных и строительных битумов, в качестве
пластификаторов для шин и наполнителей для маслонаполненных каучуков, однако их использование в качестве базы для производства полужидких и пластичных смазок является более рациональным способом их
применения.
На Украине, НПО «Агринол» уже достаточно долго производит
полужидкие редукторные смазки типа Осп, СТП-р, основой которых
служат именно экстракты. Данные смазочные материалы пользуются
большим спросом у российских потребителей за отсутствием конкурентоспособных отечественных аналогов.
Входящие в состав экстрактов полициклические гетероатомные
соединения (главным образом серосодержащие) являются природными
противоизносными компонентами, а пластичные смазки на их основе
обладают лучшими трибологическими свойствами, чем пластичные
смазки, дисперсионной средой которых является только нефтяное масло.
304
Состав также влияет на трибологические свойства: экстракты селективной очистки остаточных масел обладают лучшей смазывающей способностью по сравнению с экстрактами дистиллятных. Компоненты экстракта значительно влияют на процесс структурообразования, что приводит к уменьшению количества загустителя, вводимого в смазочный
материал для получения требуемой консистенции.
Изучено изменение трибологических свойств смазок в зависимости от используемого загустителя. Показано, что смазки на стеарате лития обладают большей критической нагрузкой, нагрузкой сваривания и
меньшим диаметром пятна износа по сравнению со смазками на 12оксистеарате.
На основе отечественных экстрактов селективной очистки разработаны аналоги редукторных смазок Осп-Л и Осп-З, которые по своим
вязкостным свойствам и трибологическим характеристикам не только
не уступают, а превосходят зарубежные аналоги.
РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ОСНОВЕ
ГЕКСАМЕТИЛЕНТЕТРАМИНА И ГИДРОХЛОРИДОВ
ПИПЕРИЛЕНА И ИЗОПРЕНА
Мудрик Т.П., Левашова В.И.
(Стерлитамакская государственная педагогическая академия им.
Зайнаб Биишевой)
В настоящее время в нефтяной промышленности применяют различные химические реагенты, которые позволяют решать ряд проблем, связанных с увеличением нефтеотдачи пластов, торможением биохимической
коррозии и др. Представляет интерес синтезировать алкенил-аммонийные
соли на основе аминов и алкенилхлоридов, которые могут быть успешно
использованы в этих целях. N-алкенилированием гексаметилентетрамина
гидрохлоридами пиперилена и изопрена получены соответствующие моно, ди-, три- и тетра-алкениламмонийные соли.
Установлено, что степень подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), ингибирующая способность и поверхностноактивные свойства в ряду синтезированных солей увеличиваются пропорционально количеству введенных в гексаметилентетрамин алкильных радикалов. При концентрации реагентов 25-100 мг/л наблюдается практически полное подавление роста СВБ. При концентрации реагентов более 100
мг/л скорость сероводородной коррозии снижается на 96-98%.
В докладе рассматриваются различные аспекты эффективного использования четвертичных солей гексаметилентетрамина в качестве реагентов интенсифицирующих процессов нефтегазодобычи.
305
ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЕЙ С ПОМОЩЬЮ ИК-СПЕКТРОСКОПИИ
Иванова Л.В., Буров Е.А., Верстова Н.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Исследование группового химического состава нефтей является необходимым условием при выборе наиболее рационального метода ее переработки, а так же при решении проблем, возникающих при ее добыче,
транспорте и хранении. В последнее время получили распространение современные инструментальные методы: ИКС, ГЖХ, масс-спектрометрия и
др., позволяющие вести исследование нефти и ее фракций на молекулярном уровне, и, как результат, получать более подробную информацию о
компонентах нефти, на основе которой выстраиваются более надежные зависимости типа: состав-свойство. Наиболее информативными и чувствительными методами определения группового состава нефтей являются методы газожидкостной хроматографии и инфракрасной спектроскопии
(ИК). В данной работе было проведено исследование нефтей, полученных
из разных месторождений России и Казахстана с применением ИК-Фурье –
спектрометра ФСМ1201. При сопоставлении ИК-спектров нефтей использованы следующие полосы поглощения: 1600 см-1 – характеризует присутствие в нефти ароматических структур; 720,1380 и 1460 см-1 характеризует
содержание метильных и метиленовых групп в парафиновых углеводородах. Соотношение оптических плотностей в максимумах данных полос поглощения позволило получить спектральные коэффициенты: коэффициент
ароматичности
Сар=D1600/D720;
коэффициент
алифатичности
Cал=D720+1380/D1600; коэффициент разветвленности Cp=D720/D1460 . Сар и Сал
характеризуют соотношение в нефти ароматических и н-парафиновых углеводородов, Ср – строение парафиновых фрагментов. По величине коэффициента ароматичности определяется тип нефти.
Таблица. Характеристика нефтей с использованием спектральных
коэффициентов
Нефти месторождений
Сар
Сал
Ср
Тип нефти
Тимано-Печорская провинция:
-Восточно-Сарутаюское
0,16
18,3
1,01
метановый
-Медынское море
0,72
6,5
0,11
нафтеновый
Поволжье:
-Южно-Филипповское
0,86
8,01
0,09
нафтеновый
-Олейниковское
0,46
7,02
0,45
смешанный
Казахстан:
-Арысь
0,26
15,20
0,16
метановый
-Акшибулак
0,24
12,80
0,62
метановый
-Ащисай
0,34
8,40
0,90
метановый
-Каламкас
0,71
7,90
0,36
нафтеновый
306
ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА АКТИВНОЙ
ОСНОВЫ НЕФТЕНОЛА АПП НА ТРИБОТЕХНИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Загумённая А.Г.,
Ибатуллина И.В., Маркова Н.С.
(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
В настоящее время одним из приоритетных направлений улучшения
качества промывочных жидкостей стало повышение их смазывающих и
антиприхватных свойств, что обусловлено увеличением доли строительства горизонтальных и наклонно - направленных скважин.
Снижение силы трения позволяет: повысить ресурс работы породоразрушающего инструмента, бурильных труб и их соединений, гидравлических частей буровых насосов, гидравлических забойных двигателей;
уменьшить крутящий момент при вращении колонны бурильных труб и
сопротивление при её продольном перемещении в скважине, что в целом
делает процесс менее энергоёмким; снизить вероятность возникновения
дифференциальных прихватов (затраты на их ликвидацию).
В лаборатории «Буровых растворов» Института промысловой химии при РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина было проведено изучение
влияния химического состава активной основы Нефтенола АПП на триботехнические свойства буровых растворов.
Установлено, что смазывающие и антиприхватные свойства данного
реагента находятся в прямой зависимости от длины алкенильных радикалов компонента, используемого в качестве активной составляющей.
Испытания проводились при рабочей концентрации Нефтенола АПП
1% (масс.). Максимально снижает коэффициент трения и дифференциальный прихват промывочной жидкости до 0,056 и 0,5 ньютон-метр соответственно Нефтенол АПП на основе компонента, имеющего в своём составе
алкенильные радикалы (С20-С26). Уменьшение и увеличение длины алкенильных радикалов приводит к снижению эффективности действия реагента.
Проведенное исследование позволило выбрать оптимальный химический состав активной составляющей реагента Нефтенола АПП.
307
ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИНАХ
Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н.
(РГУ нефти и газа имениИ.М.Губкина)
Кафедрой технологии химических веществ для нефтяной промышленности РГУ нефти и газа разработаны составы тампонажных растворов
на углеводородной основе (ТРУО). В зависимости от содержания воды
они подразделяются на безводные тампонажные растворы (БТРУО) и
эмульсионные (ЭТРУО).
В зависимости от типа нефтяного коллектора и приемистости скважины БТРУО по степени дисперсности минерального вяжущего подразделяются на «БТРУО-Стандарт» на основе тампонажного портландцемента,
приготовленного непосредственно на скважине при изоляции в карбонатных трещиноватых коллекторов с дисперсность до 120 мкм, «БТРУОМедиум» приготовленного в заводских условиях с использованием тонкомолотого минерального вяжущего с дисперсностью частиц до 50 мкм, и
«БТРУО-Микро» на основе ультратонкого минерального вяжущего с дисперсностью частиц не более 6 мкм. Соответственно, при субмикронном
размере цемента (в среднем 4 микрона) он, согласно теории Абрамса, традиционным представлением о поведении твердой фазы внутри порового
пространства, он войдет в поровое пространство, для него не существует
препятствия для его свободного перемещения в канале. За счет этого можно закачать больший объем БТРУО, оттеснить воду от ствола скважины на
несколько десятков метров, тем самым повысить надежность изоляции от
поступления воды. ЭТРУО рекомендуются к применения при РИР, для
восстановления цементного камня за обсадной колонной в скважинах
вступивших в завершающию стадию эксплуатации. Данные растворы отличаются от стандартных цементых растворов повышенной седиментационной устойчивостью и низкой фильтрацией, что способствует повышению качества изоляции обсадной колоны. Камень полученный из ЭТРУО
полностью гидрофобен, что снижает коррозию обсадных труб и не подвержен растворению минерализованной водой. Даже в 24% соляной кислоте скорость растворения цемента снижена в два раза по сравнению с
стандартным тампонажным раствором на водной основе.
308
РАЗРАБОТКА ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ И
ИССЛЕДОВАНИЕ ЕЕ МИЦЕЛЛООБРАЗУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
Силин М.А., Магадова Л.А., Николаева Н.М., Учаев А.Я.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
Институт промысловой химии)
Независимо от технологии подготовки нефти на промыслах и обессоливания на заводе процесс обезвоживания нефти может быть эффективным только с применением эффективных деэмульгаторов. Одним из
перспективных направлений их создания является разработка композиций
с использованием ПАВ различной химической природы и состава. Обычно
в композиции используются неионогенные, анионные и катионные поверхностно-активные вещества. Разработка композиций ведется эмпирическим путем в зависимости от устойчивости эмульсии, определяемой составом нефти и свойствами, содержащихся в ней эмульгаторов, а также составом пластовой воды и механических примесей.
Цель работы заключалась в создании композиций на основе ПАВ,
содержащих сульфо- и фосфорные группы. Состав композиций определялся с помощью метода наименьших квадратов. Деэмульгирующая активность выступала моделируемой переменной, а независимой переменной
служили доли сульфо- и фосфорсодержащих ПАВ.
Согласно экспериментальным данным, при разрушении ловушечной
эмульсии Саратовского НПЗ, содержащей 55% воды и 4,5% механических
примесей, при термоотстое, синергетический эффект был получен у композиций на основе сульфо- и фосфорсодержащих соединений при соотношении их соответственно 1 : 1 и 1 : 6, при этом остаточное содержание воды в эмульсии не превышало 0,5%.
Известно, что в растворах ПАВ при определенной концентрации
происходит образование мицелл, размер и форма которых зависит от типа
ПАВ. В присутствии мицелл резко изменяются все физико-химические
свойства. Для композиций, обладающих наибольшей деэмульгирующей
активностью были определены критические концентрации мицеллообразования (ККМ), которые находили по изотермам межфазного натяжения.
Величина ККМ у соединения, содержащего сульфогруппы составила
0,008 %, а у фосфорсодержащих соединений мицеллообразование происходило при более высокой концентрации - 0,02%. В случае композиции
этих соединений при соотношении 1:1 ККМ составила 0,009%, а при соотношении 1 : 6 - 0,01%, вероятно, при применении композиции ПАВ изменяются размеры и форма мицелл.
309
АНТИКОРРОЗИОННАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Силин М.А., Магадова Л.А., Маркова Н.С., Николаева Н.М., Пахомов
М.Д.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
Институт промысловой химии)
Одним из наиболее распространенных способов защиты оборудования от коррозии на нефтяных и газовых месторождениях является применение ингибиторов коррозии. В зависимости от состава агрессивной среды
требуется подбор ингибитора определенного химического состава. На поверхности металла, вследствие зернистости его структуры, находятся как
катодные, так и анодные участки, на них адсорбируются молекулы ПАВ
различных зарядов, поэтому использование композиции ПАВ наиболее
предпочтительно, чем применение индивидуальных соединений.
Цель работы заключалась в создании ингибирующей композиции на
основе аминированных непредельных высокомолекулярных кислот (ИК1) и аминопроизводного алкенилянтарного ангидрида (ИК-2). Соединения
различаются растворимостью в углеводородах и воде, ИК-1 растворяется в
углеводородах, а ИК-2 одновременно растворяется в воде и углеводородах.
Подбор композиции проводили с применением метода наименьших
квадратов, где скорость коррозии выступала моделируемой переменной
«y», а независимой переменной служила доля ИК-1 и ИК-2, в парной композиции 0 < x < 1. Случай x = 0 соответствовал отсутствию в композиции ИК-1, а случай x = 1 соответствовал свойствам ИК-1 и ИК-2. Визуальный график зависимости y (x) показал, что подходящей функцией для
описания y( x ) является регрессивная модель – полином 3-й степени от x:
y (x) = a0 +a1x +a2x2 + a3x3,
где y – скорость коррозии; x - доля ИК-1 в композиции; a0 – a3 – параметры, оценка которых проводится по результатам экспериментов.
Анализ экспериментальных данных показывает, что наибольшая
степень защиты наблюдается у композиции ИК-1 с ИК-2, в соотношении
равном 3:1, скорость коррозии у нее 0,24 г/м2час. При низкой концентрации (0,05%) эта композиция не образует пены и эмульсии электролита, а
углеводородная эмульсия разрушается на 70% через 10 мин. Скорость коррозии ИК-1 в идентичных условиях составляет 0,84г/м2час., а ИК-2 –
0,62г/м2час. Незначительно по защитным свойствам вышеуказанной композиции уступает состав, содержащий компоненты в равных количествах,
скорость коррозии 0,32 г/м2 час, при этом склонность к эмульгированию и
пенообразованию у обеих композиций одинаковая.
В результате проведенного исследования разработана ингибирующая
композиция, обладающая синергизмом и не требующая применения одно-
310
временно с ингибитором коррозии пеногасителей и деэмульгаторов, по
защитным свойствам она находится на уровне зарубежных аналогов.
ИССЛЕДОВАНИЕ БИОСТОЙКОСТИ КОНСЕРВАЦИОННОГО
СОСТАВА, ПРИМЕНЯЕМОГО ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТЕХНИКИ ВО
ВЛАЖНЫХ ТРОПИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Спиркин В.Г., Бать Тхи Ми Хьен, Карпов В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Институт проблем
экологии и эволюции им. А.Н. Северцова РАН)
При использовании во влажной тропической атмосфере Вьетнама
химический состав консервационных смазочных материалов изменяется и
их защитные свойства ухудшаются за счет поражения микроорганизмами.
Накопление в смазочном материале влаги создаёт питательную среду для
развития бактерий. Поэтому к защитным смазочным материалам, применяемым во влажных тропических условиях, предъявляют требование
устойчивости к воздействию микроорганизмов. Испытания на устойчивость к воздействию плесневых грибов проводились нами в лабораторных
условиях в соответствии с ГОСТ 9.052-75. Сущность метода заключается
в выдерживании образцов, зараженных водной суспензией спор грибов, в
условиях благоприятных для развития грибов при температуре 28±2°С и
влажности 98%. Состояние образцов консервационных составов контролировали с помощью микроскопии. Установленная ГОСТ 9.052-75 норма на
биостойкость составляет 28 суток. Нами была изучена биостойкость нескольких рецептур консервационных составов, содержащих компоненты
растительного происхождения: масла пальмовое, кокосовое, каучуковое,
касторовое, кунжутное, соевое и др., а также остаточные фракции нефти
Вьетнама месторождения «Ранг донг» и различные присадки. Установлено, что консервационные составы с ингибитором коррозии Нефтехимеко-2,
превосходившие по защитным и водовытесняющим свойствам известные
продукты ЗВВС и К–17, обладают высокой биостойкостью и сохраняют
свои свойства в течение 56 суток.
ПРОБЛЕМА ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯНА РЫНКЕ ПРИСАДОК К
ТОПЛИВАМ В РОССИИ
Данилов А.М.
(ОАО ВНИИНП)
До начала 1990-х годов Россия полностью обеспечивала собственные
потребности в присадках к топливам. После перемен в хозяйственной жизни страны на российские рынки активно устремились зарубежные фирмы.
В это же время отечественные НПЗ приступили к производству автомо311
бильных бензинов и дизельных топлив, отвечающих требованиям Евро-3 и
более высоких категорий. Сложилось так, что практически все необходимые для этого присадки закупались по импорту:
Тип присадки
К-во наименований
Отечеств. Зарубежн.
Антидетонаторы
21
1
Промоторы воспламенения
1
5
Противоизносные
2
5
Депрессорные и депрессорно-диспергирующие
1
14
Особая ситуация наблюдается с антидетонаторами. В связи с тем,
что в промышленно развитых странах нефтепереработка располагает достаточным количеством высокооктановых бензиновых фракций, присадки
этого типа там не требуются. Поэтому в ассортименте западных поставщиков их почти нет. Только Afton Chem. предлагает одну присадку Hitec3000, содержащую соединение марганца, вследствие чего особых перспектив в России она не имеет. Зато отечественные разработчики располагают
присадками серии АДА на основе N-метиланилина. Таким образом, существующие и будущие потребности отрасли могут быть удовлетворены, а
при необходимости может быть организован и экспорт этих присадок.
Что касается дизельных топлив, отметим, что присадки отечественного происхождения используются в редких случаях и в ограниченном
объёме, сильно уступая в этом отношении импортным продуктам. Поэтому
в последние 4-5 лет в стране были организованы и выполнены работы по
созданию собственного ассортимента присадок. Основные результаты этой
работы содержатся в докладе Н.Г.Окниной с соавторами. Мы же обратим
внимание на некоторые организационные проблемы.
Вытеснение импорта с отечественного рынка присадок к топливам
возможно только конкурентным путём, основным критерием которого является соотношение качество – цена. По эффективности разработанные
присадки не уступают зарубежным, а цена их существенно ниже. Отметим,
кстати, что при появлении российских присадок зарубежные поставщики
пошли на резкое снижение собственных цен. Таким образом, при производстве топлив для внутренних потребностей непреодолимых препятствий
для отечественных присадок нет. При производстве топлив на экспорт
придётся осуществить комплекс мероприятий, связанных с признанием
российских присадок за рубежом.
312
ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРИАМАНТАНОВ
В НЕФТЯХ КАЛМЫКИИ
Бадмаев Ч.М., Гируц М.В., Эрдниева О.Г.*, Кошелев В.Н.,
Гордадзе Г.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
*
Калмыцкий Государственный университет)
Углеводородам (УВ) алмазоподобного строения – адамантанам и
диамантанам – посвящены несколько работ и показано, что эти УВ, хотя и
не являются биомаркерами, нашедшими широкое применение в геохимии
нефти, всё же, в некоторых случаях закономерности распределения этих
УВ являются весьма информативными при геохимической корреляции в
системах нефть–нефть и нефть–рассеянное органическое вещество (РОВ).
Изучение углеводородов алмазоподобного строения имеет не только
большое теоретическое значение с точки зрения происхождения нефти, но
и практическое для получения ценных продуктов, применяемых в различных отраслях промышленности.
Считается, что наиболее высоким содержанием адамантанов и диамантанов характеризуются нефти нафтенового типа, напротив, парафиновые нефти содержат эти УВ в значительно меньших количествах. Наши
исследования не подтвердили эти выводы. Мы исследовали около 30
нефтей Калмыкии, залегающих в юрских и меловых отложениях и, несмотря, на то, что эти нефти являются парафиновыми, они очень богаты
УВ алмазоподобного строения: адамантанами, диамантанами и триамантанами.
Настоящее исследование посвящено малоизученным УВ алмазоподобного строения триамантанам состава С18–С20. Показано, что наряду с
адамантанами и диамантанами юрские и меловые нефти также богаты триамантанами. Во всех изученных нефтях Калмыкии наблюдается общая закономерность распределения УВ алмазоподобного строения, заключающаяся в уменьшении их относительных концентраций в ряду адамантаны,
диамантаны и триамантаны.
Особенно богатым этими УВ является конденсат Улан-Хольского
месторождения.
В настоящее время ведутся работы по обогащению УВ алмазоподобного строения методами гидрокрекинга и термодиффузии.
313
СЕСКВИТЕРПАНЫ СОСТАВА С14-С16 КАК НОВЫЙ
ГЕОХИМИЧЕСКИЙ ПОКАЗАТЕЛЬ
Окунова Т.В., Гируц М.В., Эрдниева О.Г.*,
Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
*
Калмыцкий Государственный университет)
В настоящее время при корреляции в системах нефть–нефть, нефть–
рассеянное органическое вещество (РОВ) довольно хорошо зарекомендовали себя высокомолекулярные полициклические углеводороды (УВ)биомаркеры состава С19–С35 (стераны и терпаны). Вместе с тем, как показали наши исследования, выводы, основанные на закономерностях распределения УВ-биомаркеров, не всегда бывают однозначными. Так, например,
базируясь на традиционно используемые стерановые и терпановые показатели, практически не возможно отличить юрские и меловые нефти Калмыкии.
В этой связи выявление новых геохимических показателей для поисков нефтяных месторождений является актуальной задачей.
Наши исследования на примере нефтей Калмыкии впервые однозначно показали, что по распределению полиметилзамещенных бициклических УВ-биомаркеров состава С14–С16 (сесквитерпанов) в отличие от
стерановых и терпановых показателей возможно четко отличить юрские и
меловые нефти. Эти нефти отличаются по следующим величинам отношений
сесквитерпанов:
гомодриман/дриман,
1,2,2,7,7пентаметилдекалин/2,2,3,7,7-пентаметилдекалин,
2,7,7-триметил-2этилдекалин/1,2,2,7,7-пентаметилдекалин,
1,2,3,7,7пентаметилдекалин/2,3,3,7,7-пентаметилдекалин,
1,2,3,7,7пентаметилдекалин/2,2,3,7,7-пентаметилдекалин, можно судить о генетическом родстве или различии нефтей.
СОЗДАНИЕ БАЗЫ СПЕКТРАЛЬНЫХ И РЕФЕРЕНТНЫХ ДАННЫХ
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПРЕСС-МЕТОДА АНАЛИЗА СОСТАВА И
ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА РОССИЙСКИХ НЕФТЕЙ
Филатов В.М., Сафиева Р.З.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
В настоящее время большинство разведанных нефтяных месторождений России находится на поздней стадии эксплуатации. Для повышения
коэффициента извлечения нефтей из таких месторождений приходится
прибегать к физико-химическим методам воздействия на пласт. Любое
воздействие на пласт приводит к изменениям состава и свойств добываемого флюида во времени. Кроме того, при транспортировке нефтей также
происходят изменения их состава и качества. Физико-химический состав
314
нефтяного сырья является ключевым фактором для выбора схемы технологической переработки с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов. В этой связи для мониторинга показателей состава и качества нефтей
от нефтедобывающей скважины до НПЗ включительно актуальна задача
разработки и внедрения новых быстрых, точных, менее ресурсо-затратных
методов. Очевидными преимуществами характеризуются оптические методы многомерного анализа данных с использованием спектральных данных в ближней инфракрасной (БИК) области.
В данной работе рассмотрен подход с помощью многомерного метода анализа для контроля состава и качества природных нефтей на основе
БИК-спектроскопии. В качестве образцов взято 20 нефтей месторождений
различных географических районов, содержащих следовые количества воды, с диапазоном по плотности: от 789,8 до 926,5 кг/м 3; компонентному
составу: с содержанием серы от 0,39 до 5,0 % масс., парафинов от 1,39 до
3,71 % масс., смол от 1,8 до 18,5 % масс., асфальтенов от 0,16 до 5,46 %
масс. Спектры образцов нефтей измерены в диапазоне от 3500 до 12500
см-1 с использованием золотой сферы БИК-спектрометра фирмы Bruker
«Bruker Optics MPA». Исследовано влияние концентрации САВ и воды на
спектральные данные с целью выбора соответствующих диапазонов спектра, используемых при создании градуировочных моделей для нефтей, и
исключения факторов, вызывающих светорассеяние. Построены работоспособные градуировочные модели в программе OPUS 6.0 по ряду показателей качества нефтей. Проверка градуировочных моделей осуществлялась
методом перекрестной кросс-валидации. Для создания устойчивых градуировочных моделей необходимо расширение базы данных по российским
нефтям.
ГАЗОЖИДКОСТНАЯ ХРОМАТОГРАФИЯ В ОПРЕДЕЛЕНИИ
ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ ПАРАФИНОВ НЕФТИ
Иванова Л.В, Сейсенов Х.А., Семенова Е.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Добыча, транспорт и хранение парафинистых нефтей сопровождаются рядом осложнений, вызванных высокой температурой застывания, повышенной вязкостью, склонностью к образованию парафиновых отложений в нефтепроводах и товарных резервуарах. Поиски путей решения данных проблем требуют детального исследования на молекулярном уровне
парафиновых углеводородов, входящих в состав нефти. Первым шагом на
этом пути является определение содержания твердых парафинов в нефти.
В настоящее время это определение выполняется согласно ГОСТ 11851-85
методом вымораживания. Данный метод предполагает предварительное
удаление из нефти асфальтенов и смол с использованием селективных рас315
творителей и адсорбентов, что делает этот метод трудоемким и продолжительным по времени.
В данной работе для определения содержания твердых парафинов
нефти была использована газо-жидкостная хроматография (хроматограф
Кристаллюкс-4000, кварцевая капиллярной колонка длиной 25м и диаметром 0,24мм с неподвижной фазы SE-30 в условиях программирования температуры термостата от 100о до 310оС со скоростью 6 град/мин. Детектор –
пламенно-ионизационный (ПИД)). В таблице приведены сравнительные
данные определения твердых парафинов по ГОСТ 11851-85 и методом
ГЖХ
Таблица.Сравнительные данные определения твердых парафинов по
ГОСТ 11851-85 и методом ГЖХ
Нефти месторождений
Содержание парафина,%
по ГОСТ
Методом
11851-85
ГЖХ
Тимано-Печорская провинция:
-Восточно-Сарутаюское
33,8
20,2
-Медынское море
4,1
6,3
Поволжье:
-Южно-Филипповское
3,0
4,5
-Олейниковское
4,7
5,4
Калмыкия:
-Каспийское,скв.70
11,9
11,9
-Каспийское,скв.100
13,8
10,9
Казахстан:
-Арысь
5,8
9,5
-Акшибулак
20,4
21,9
-Ащисай
19,7
14,5
ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА
АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ
Иванова Л.В., Кабиев А.Д.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Откладываясь на поверхности НКТ, трубопроводах, резервуарах и
другого технологического оборудования АСПО уменьшают полезное сечение труб, что приводит к увеличению энергозатрат на перекачку нефти,
расходам на очистку оборудования, увеличиваются часы простоя скважин.
Все это, в целом, приводит к удорожанию себестоимости тонны нефти.
В данной работе мы исследовали асфальто-смоло-парафиновые отложения, образующиеся в системе сбора нефти Жетыбайского месторож316
дения. Пунктами отбора образцов АСПО были: групповые установки, где
происходит сбор нефти с куста скважин(1); осевой коллектор(2), из которого нефть поступает в сточный коллектор(3), доставляющий нефть на
центральный пункт подготовки нефти(4); участок очистки нефти (5).
Физико-химические свойства АСПО приведены в таблице
Таблица. Физико-химические свойства АСПО
Показатели
АСПО- АСПО-2 АСПО-3 АСПО-4 АСПО-5
1
3
1.Плотность, г/см
1,17
1,28
0,89
1,33
1,06
2.Содержание мех.
примесей, % мас.
29,17
61,56
6,70
65,69
36,23
3.Температура плавле- 44,2
ния, оС
49,2
40,8
59,0
43,2
4.Содержание серы,
% мас.
0,38
0,38
0.37
0,35
0,39
5. Структурногрупповой состав,%
- алканы
37,2
57,8
56,9
53,3
62,1
- нафтены
25,6
17,4
19,9
23,8
16,9
- арены
37,2
24,8
23,2
20,9
21,0
Проведенные исследования показали, что даже на одном месторождении физико-химические свойства АСПО, отобранных на разных участках технологического оборудования могут заметно отличаться друг от
друга. Это необходимо учитывать при выборе способов удаления АСПО.
317
Авторский указатель секций 1-4
А
Аббасов М.М. ...................... 233,294
Авакян Т.А. ........................... 270,279
Адзынова Ф.А. ............................. 136
Аймалетдинов Т.Р. ...................... 286
Айтакаев В.Ю. ............................. 187
Акран А.С. ............................... 80,126
Алергант М.С. .............................. 257
Алиев З.С. .............................. 100,167
Аникеев Д.П. ............................. 84,90
Арбузов Ю.А................................ 183
Артемьев В.Ю. ............................. 174
Архипов А.И. ............................... 127
Асяев А.Н. .................................... 248
Афанасьева М.А. ........................... 26
Ахметзянов Е.Г. ........................... 234
Ахметов С.А.......................... 265,267
Б
Баганова М.Н. ................................ 89
Багманова С.В. .............................. 23
Багманова Ю.Р. .............................. 23
Бадертдинова Е.Р. ........................ 122
Бадмаев Ч.М. ................................ 313
Бажайкин С.Г. .............................. 185
Бай Сочжу .................................... 227
Балаба В.И. ......................... 95,96,169
Балкин А.В. .................................. 199
Басниев К.С. ................................. 105
Бать Тхи Ми Хьен ...................... 311
Башаров А.Р. ................................ 141
Башкатова С.Т.............................. 275
Башкин А.А. ................................. 184
Безгина А.М. ................................ 251
Беляева Е.И. ................................. 287
Бергельсон М.Б. .................... 301,304
Бессонный А.Н. ........................... 295
Бессонный Е.А. ............................ 295
Билера И.В. .................................. 281
Богомазова А.А. ........................... 263
318
Богоявленский В.И.......................... 5
Богоявленский И.В.......................... 5
Бозиев С.И............................. 105,136
Бондаренко В.В. ................... 100,104
Бончев И.Р.................................... 244
Боркун Ф.Я. ............................... 33,46
Бородкин В.Н. ................................ 57
Борщевская Н.И. ............................ 55
Босюк О.С. ................................... 204
Бочкарева С.В. ............................. 179
Бравичев К.А. ................................ 83
Бравичева Т.Б................................. 83
Брадулина О.В. .............................. 90
Будановская Г.А. ......................... 288
Бузник В.М................................... 287
Буланова И.И. .............................. 247
Булейко В.М. ............................... 145
Буров Е.А. .................................... 306
Бурханова И.О. ......................... 35,73
Буцко И.Г. .................................... 170
Быкадоров А.В............................. 154
В
Валиева Л.А. ................................ 262
Варнавская О.А. .......................... 258
Васечкин А.А. .............................. 137
Васюков С.И. ............................... 258
Вахрушин П.А. ............................ 284
Верстова Н.В................................ 306
Вертиевец Ю.А. ............................. 28
Ветютнев Н.А. ............................. 186
Веселов М.Ф. ................................. 44
Ветрова Т.К. ................................. 261
Винокуров В.А. 102,224,275,277,278
Вишнецкая М.В. ............ 283,284,285
Воеводин И.Г. .............................. 192
Волк Е.Ю. ....................................... 32
Волков С.Г. .................................. 226
Волкова Г.И.. ........................ 216,217
Володин Ю.А. ....................... 228,230
Володченкова О.Ю...................... 207
Воронов С.А. ......................... 125,127
Вылегжанина А. С. ........................ 25
Г
Габдрахманов А.Т. ........................ 85
Газаров К.Р. ........................... 271,272
Газаров Р.А............................ 271,272
Гайдуков Л.А. .............................. 138
Гайсина А.Р. ................................. 265
Галинуров И.Р.............................. 262
Гамолин О.Е. ................................ 219
Ганеева А.Р. ................................... 88
Ганзиков А.С. ............................... 202
Ганиуллина Э.Р. ........................... 264
Геник И.В. ................................. 37,45
Герасимов А.А. ............................ 146
Герасимова Н.Н. .......................... 121
Геращенко М.В. ........................... 273
Гильманова Д.Р............................ 111
Гируц М.В. ............................ 313,314
Глушков Д.В. ................................. 77
Головин А.Н. ......................... 233,294
Гоннов Р.В...................................... 78
Горбунов Е.В................................ 175
Гордадзе Г.Н. ........................ 313,314
Гореликов В.И. ............................ 182
Городецкий Е.Е.............................. 38
Городнов А.В. ........................ 7,10,54
Грачев В.А., .................................. 190
Гребенник КН. ............................. 230
Григорьев Б.А. ............................. 146
Григорьев Е.Б. .............................. 174
Гришина И.Н................................ 275
Грязнов И.В. ................................. 142
Грязнова И.В. ............................... 166
Губарев Д.А.................................... 61
Гудымов А.В. ................................. 49
Гумеров А.Г. ................................ 185
Гурбатова И.П. ..................... 51,65,94
Гусейнов Г.Г. ....................... 41,47,74
Гуськова И.А. ........................ 110,111
Гучанова А.И. .............................. 167
Гущина Ю.Ф. ............................... 102
Гюльмисарян Т.Г. ........................ 246
Д
Давыдова О.П. ............................... 54
Данилов А.М. ................. 251,289,311
Даулетбаева С. Ш. ....................... 225
Дахнов А.В. .................................... 27
Дедов А.Г. ............... 273,274,286,287
Дешененков И.С. ........................... 50
Джиоев Т.Г. .................................. 200
Дзиоев С.К. .................................. 190
Дикамов Д.В. ........................ 164,165
Дмитриев М.Н. ............................ 106
Дмитриев Н.М. ............................ 106
Дмитриевская Т.В. .......................... 9
Днистрянский В.И. ........................ 87
Добрынин В.М. ................................ 7
Долгов Д.В. .................................. 161
Дорогочинская В.А. ............. 260,261
Доценко Б.А. ................................ 131
Дроздов А.Н. .................................. 97
Дроздов Н.А. .................................. 97
Дубков А.А. ................................... 44
Дудоладов И.Ю. .......................... 210
Е
Евдокимов И.Н. .................... 103,132
Евстафьев В.П.............................. 288
Егоров С.И. .................................. 194
Егорова Ю.Л. ............................... 107
Ежов К.А. ....................................... 10
Ежунов Е.М.................................. 257
Елкин А.Б. .................................... 269
Емельянов В.Е. ............................ 248
Емельянычева С.Е. ...................... 110
Ермаков И.С. ................................ 215
Ермолаев А.И............................... 144
Ерченков В.В. .............................. 211
Ефимов В.А. ................................. 259
Ефимов М.Н. ......................... 298,308
Ефимов Н.Н. ......................... 298,307
319
Ж
Жагфаров Ф.Г. ...................... 268,269
Жемжурова З.Н. ............................. 16
Жуков А.М. .................................... 22
Жуков В.С. .............................. 27,172
Журавлев Е.Г. ................................ 12
З
Завьялов В.В. ............................... 189
Загумённая А.Г. ........................... 307
Зайцев В.А. ....................................... 9
Зайцев М.В. .................................. 115
Закиров А.Ш. ............................ 64,84
Закиров С.Н. ....................... 84,90,150
Закиров Э.С. ....................... 84,90,116
Запунный М.М. ............................ 300
Захаров М.И. ................................ 162
Захарова Е.Ф. ............................... 108
Злотский С.С. ............................... 264
Зубер В.И. ..................................... 293
Зуйков А.В. .................... 241,242,243
Зыонг Ч.Ч. .................................... 269
И
Ибатуллин Р.Р. ............................... 93
Ибатуллина И.В. .......................... 307
Ибрагимов И.И. ........................... 144
Иванников А.В............................. 178
Иванников В.Г. ............................ 178
Иванов В.А. ........................... 177,258
Иванов Д.А. .................................... 86
Иванова Л.В. ......................... 315,316
Иванова М.С. ............................... 285
Иванова О.А. .................................. 69
Иванова О.В. ................................ 288
Ившина Е.В. ................................... 52
Игошин Ю.Г. ......................... 255,256
Идиатулов Р.К.............................. 287
Ильинец А.М......................... 229,247
Индрупский И.М. ..................... 84,90
Исаев В.И. ............................. 159,178
Иселидзе О.В. ......................... 27,172
320
Истратов И.В. ................................ 21
К
Кабанов О.П. ................................ 175
Кабиев А.Д. .................................. 316
Казакова А.Н. .............................. 266
Капустин В.М. ........ 225,226,235,238
Карнаухов М.Л. ........................... 140
Карнаухов С.М. ........................... 182
Карпов В.А. .................................. 311
Карташева М.Н. ........................... 273
Каштанова Т.Н............... 254,255,256
Кирбижекова Е.В........................... 91
Киташов Ю.Н. ....... 227,229,230,231,
324,240,244,245,247.
Клокова Т.П. ........... 227,228.229,230
Кобрунов А. И. .............................. 56
Ковалев К.А. ................................ 156
Ковалева Е.Д. ................................. 53
Коваленко Е.Ю. .................... 121,253
Коваленко К.В. .............................. 50
Ковальчук Н.А. ..................... 227,230
Ковальчук Р.С. ............................. 259
Ковардаков А.В. .......................... 191
Кожевников Д.А. ...................... 16,50
Козлов А.М. ................................. 282
Колесников И.М. .......... 275,276,289,
290,291,292,293.
Колесников С.И. ................... 276,293
Кольцов В.А. ................................ 189
Кольцов Е.В. ................................ 170
Кольцова Т.Н. .............................. 286
Комаров Д.Н. ............................... 184
Комгорт М.В. ................................. 57
Коновалов А.А. ............................ 215
Кононова Е.А. .............................. 288
Коноплев Ю.П. ............................ 170
Короленок А.М. ........................... 193
Короленок В.А. ............................ 192
Коротков А.В. .............................. 215
Коротков Б.С.................................. 21
Коротков С.Б.................................. 21
Корчун И.В. ................................. 278
Костин Н.Г. .................................... 63
Котлярова Е.М. ............................ 167
Кочетков О.С. ................................ 15
Кошелев В.Н. ........................ 313,314
Кравченко М.Н. ............. 135,141,157
Крайнюк М.С. .................................. 5
Красновидов Е.Ю. ....................... 101
Крестовников М.А....................... 277
Крецул В.В. .................................. 175
Критский В.В. .............................. 242
Крылов Е.А. ................................. 211
Крылов П.В. ................................. 192
Крюкова И.Б................................... 27
Кузнецов А.С. .............................. 267
Кузнецов В.Н. ................................ 87
Кулешов В. Е. ................................ 56
Кулик Л.С. ...................................... 66
Куликова Н.В. .............................. 192
Кульчицкий В.В........................... 176
Кунаков С.В. .................................. 22
Купарева А.А. .............................. 300
Куприянов А.А. ............................. 88
Курьяков В.Н. ................................ 38
Кутеев Ю.М. .................................. 23
Куцак М.Ю. .................................. 295
Кьяв Зайяр Мью............................. 71
Л
Лазарев В.И. ................................. 296
Лазуткина Н.Е. ............................... 16
Лапидус А.Л. ................................ 269
Ларионов А.С. .............................. 127
Латышев А.В. ................................. 57
Левашова В.И............................... 305
Левин А.Я. .................................... 288
Лежнев М.А.................................. 195
Лили Исмаил ................................ 128
Литвинец И.В. .............................. 252
Литвинова Е.А. .............................. 59
Лихацкий В.В............................... 302
Лихтерова Н.М. ...... 254,255,256,257
Лобанова О.А. .............................. 117
Лобусев А.В. .................................... 4
Лобусев М.А. ................................. 31
Лозовой Д.В. .................................. 79
Локтев А.С. .................... 273,274,286
Лосев А.П. ............................. 103,132
Лыков О.П. ................................... 296
Лысенко А.И. ............................... 280
Любименко В.А. ........... 278,289,290,
291,292
М
Магадова Л.А. ............... 297,298,299,
307,308,309,310
Малофеев В.В. ............................... 58
Мамедов М.Т. .............................. 168
Мансурова А.М. .......................... 268
Маняченко А.В. ........................... 213
Маркова Н.С. .......... 297,299,307,310
Марутян О.О. ................................. 73
Матросова О.В. ............................ 283
Матюшина Р.Р. ............................ 265
Махин Д.Ю. ................................. 225
Машковцев П.Д. .......................... 295
Мельников И.В. ............. 162,163,165
Мельников А.В. ............................. 57
Мизин А.В. ................................... 147
Микаэлян Э.А. ...................... 205,206
Милосердова Л.В. ........................... 8
Мин Р.С. ....................................... 121
Митин А. ........................................ 10
Михайленко Е.Е. ......................... 118
Михайленко С.П. ........................... 19
Михайлов А.Н.............................. 158
Михайлов Н.Н............. 51,94,133,138
Мищенко И.Т. ................................ 83
Моисеев И.И. ........................ 273,286
Мокшаев А.Н. ......................... 87,213
Молчанова З.В. ............................ 235
Морозов В.А. ............................... 261
Морозов П.Е. ............................... 113
Москвина Е.Н. ............................. 218
Мохаммед Ф.Х............................. 129
Мохов М.А. .................................. 139
Мочалов М.В. ................................ 97
321
Мудрик Т.П. ................................. 305
Мурадов А.А. ................................. 98
Мурашкина А.В. .......................... 256
Муртазалиев А.Ш. ....................... 120
Мухин И.Е. ................................... 274
Н
Набатова Ю.С. ............................. 283
Навалихин Г.П. ............................ 295
Назаров А.В...... 229,231,244,245,247
Небогина Н.А. .............................. 252
Никитина Е.А. .............................. 248
Николаев В.А. .............................. 145
Николаева Н.М. ...... 297,299,309,310
Нипан Г.Д. .................................... 286
Новак А.В. ...................................... 33
Носов А.П. ...................................... 55
О
Оганов А.С. .................................. 131
Окнина Н.Г. .................................. 251
Окунова Т.В. ................................ 314
Олтырев А.Г. ......................... 276,291
Омарова Е.О. ................................ 287
Орынбаев Б.А................................. 99
П
Павлова А.И. ................................ 110
Пархоменко К.В........................... 273
Пахомов М.Д......................... 297,310
Пестриков А.B. ............................ 157
Пестова Л.П.................................. 221
Петров С.В. .................................. 283
Петрова Л.М................................... 38
Пискунов Р.А. ................................ 42
Плосков А.А. ................................ 143
Политыкина М.А. .......................... 23
Полозков К.А. ................................ 36
Полупанова В.В. .......................... 125
Полын И.И...................................... 62
Попов Д.И. ................................... 134
Порошин В.Д. ................................ 65
Порываев И.А. ............................. 196
322
Постникова О.В. ............................ 48
Потапов Д.С. .................................. 79
Пошибаев В.В. ............................... 48
Прохорова И.В. .............................. 91
Пухова А.А................................... 278
Р
Рассохин А.С. .............................. 147
Рассохин С.Г. ............................... 173
Рахматуллин Р.А. ........................ 149
Ревазов А.М. ................................ 208
Родина Е.С. .................................... 18
Рожкин М.Е.................................. 141
Руденко С.В. ................................ 235
Руднев С.А. ............................. 43,171
Рудык Е.М. ................................... 272
Румянцева Н.А. ............................ 272
Руфов Ю.Н. .................................. 283
Рухлядко М.Г. .............................. 188
Рыжов А.Е. .............................. 34,172
Рылеева Е.В.................................... 93
Рыльцева Г.С.................................. 39
Рябухина С.Г. ................................... 9
С
Саакян М.И. ................................. 171
Савельева А.А. ............................... 55
Савочкина К. А. ........................... 133
Сагаченко Т.А. ...................... 121,253
Сайбель П.А. ................................ 175
Салимьянов И.Т. .......................... 122
Сальникова Л.В. .......................... 281
Самсонов А.Р. .............................. 193
Сапожников Д.Е. ......................... 198
Сарданашвили О.Н........................ 83
Сафаров А.М. ............................... 262
Сафарова В.И. .............................. 262
Сафиева Д.О................................. 302
Сафиева Р.З. .......................... 303,314
Сафиуллин М.Н. .......................... 196
Сафронов М.А. .............................. 16
Сейсенов Х.А. .............................. 315
Сейтжанов С.С............................. 100
Селезнева И.Е. ............................. 288
Семенов А. А. ....................... 149,196
Семенов Е.О. .................................. 27
Семенов С.В. ................................ 175
Семенова Е.В. .............................. 315
Семигласов Д.Ю. ......................... 130
Семихина Л.П. ............................. 218
Семочкина А.Е. ............................ 281
Селезнева И.Е. ............................. 288
Сергун В.П. .................................. 121
Сечина Л.С., ................................. 133
Сивков С.Н. .................................... 11
Сивков С.П. .................................. 225
Сидорчук Е.А. ................................ 11
Силантьев Ю.Б.......................... 24,52
Силин М.А. ............ 297,299,307,308,
309,310
Симаков Я.О. ............................... 144
Симкин Э.М. ................................ 161
Скрицкий Д.В. ............................... 92
Славин С.И. ........................... 271,272
Смирнов А.К. ............................... 101
Смирнов В.К. ............................... 267
Смирнова Л.А. ............................. 275
Смирнова Т.С. .............................. 152
Со Аунг ........................................... 71
Соин Д.А. ....................................... 67
Соколова Е.Н. .............................. 108
Сомов Б.Е. .................................... 100
Сорокин С.В. ................................ 175
Сосна М.Х. ................................... 280
Спасенков А.М. ........................... 296
Спиркин В.Г. ......................... 300,311
Станьковски Л. ............................ 260
Стрельченко В.В. .................... 22,182
Сулимина Е.Ю. ............................ 212
Сургучев Л.М. ................................ 93
Сурначев Д.В. ................................ 89
Сухарев М.Г. ................................ 188
Суховерхов Ю.Н. ......................... 190
Сухоносенко А.Л. ........................ 151
Сысоева О.В. ................................ 261
Сюняев Р.З. ........................... 302,303
Т
Тараскин Е.Н. .............................. 171
Татур И.Р. ....................... 300,301,303
Тельпуховская Н.О...................... 273
Тесленко Г.С. ............................... 245
Ткачев В.А. .................................. 112
Толстых Л.И................................. 296
Тонконогов Б.П. ................... 301,304
Трапезникова Е.Ф........................ 265
Троицкий В.М.............................. 147
Тростина А.В. .............................. 238
Трофимова Г.Л. ........................... 288
Тугарев В.М. ................................ 175
Тупысев М.К. ............................... 114
Туркин С.Н .................................. 170
Тюняев А.А. ................................. 286
У
Угрюмов О.В. .............................. 258
Учаев А.Я. ............................. 299,309
Ф
Фёдоров В.В................................. 159
Филатов В.М. ............................... 314
Филин А.С. ..................................... 71
Филин В.В. ................................... 160
Филиппов В.П. ............................... 36
Фионов А.В. ................................. 254
Фокина Л.М. ............................. 17,68
Фомин А.В. .................................. 214
Фомичев В.В. ........................ 240,244
Французова А.Д. .......................... 209
Фролов В.И. .......................... 277,278
Х
Хазигалеева З.Р. .......................... 124
Хайруллин И.И. ........................... 109
Халиуллин А.А. ........................... 160
Халошина Т.О. ............................... 24
Хамидов Б.Х. ................................. 72
Ханнанов Т.А. ................................ 92
Харитонов А.П. ........................... 287
323
Харитонов В.В. ............................ 234
Хатмуллина Р.М. ......................... 262
Химич В.Н. ................................... 183
Хлебников В.Н............................. 102
Хмара О.А. ................................... 140
Ходырев А.И. ............................... 213
Хриченко Д.В. .............................. 197
Худяков Д.С. ................................ 282
Хуторянский Ф.М.......... 233,235,294
Ц
Цаган-Манджиев Т.Н. ............ 90,119
Цветков О.Н. ................................ 250
Цуневский А.Я. ............................ 139
Цыганок С.В................................. 257
Ч
Чавдаров И.С. .............................. 240
Чан Во Минь Хюн ....................... 270
Чекменева Е.В. ............................. 216
Челинцев Н.С. .............................. 201
Чередниченко Р.О. ...................... 260
Черемисова А.М. ......................... 135
Черепанов Н.В. .............................. 62
Чернов Р.В. ................................... 155
Черноглазов В.Н. .............. 7,10,54,75
Чернышева В.К. ........................... 274
Чернышева Е.А. ............. 241,242,243
Черыгова М.А. ............................. 298
Чеховская О.М. ............................ 276
Чикишев Г.Ф ............................... 170
Чубаев С.А. .................................. 184
Чулков И.П. .................................. 257
Шадрин А.В. .................................. 28
Ш
Шадрин А.В. .................................. 29
Шапабаева Д.С............................... 70
Шафиев И.М. ............................... 174
Шваров Ю.В................................... 68
Шеберстов Е.В. ........................... 148
Шевелева Н.А. ............................. 220
Шелест Н.Н. .......................... 216,217
324
Шешунов А.К. ............................... 75
Шилова С. В................................... 55
Шириязданов Р.Р. ........................ 267
Шириазданова А.Р. ..................... 266
Широков В.А. .............................. 271
Широков Д.В. .............................. 292
Шишков В.С. ............................... 153
Шлячков Н.А. .............................. 286
Штыфель А.П. ............................. 176
Шулятиков И.В.143,162,163,164,165
Шутов В.Е. ................................... 207
Шутов С.С. ..................................... 65
Щ,Э,Ю,Я
Щербинина Г.П. ............................ 37
Эрдниева О.Г. ....................... 313,314
Юдин И.К. ...................................... 38
Юдина Н.В. .................................... 91
Юй Хайшен .................................. 127
Юнушев Р.Х. ................................ 191
Юрова М.П..................................... 13
Ягода М.И. ................................... 301
Ягодкин В.А. ................................ 213
Яковлев В.П. ......................................... 76
ОГЛАВЛЕНИЕ
Секция 1 «Геология, геофизика и мониторинг месторождений
нефти и газа»
Лобусев А.В. Геологические предпосылки освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти ............................................................................. 4
Богоявленский В.И., Крайнюк М.С., Богоявленский И.В. Термобарические условия и коллекторские свойства глубокопогруженных отложений
Южно-Карского региона ................................................................................... 5
Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Мониторинг нефтенасыщенности в процессе разработки месторождения ...................................... 7
Милосердова Л.В. Применение геологического дешифрования космических снимков для выявления разломно-блоковой структуры месторождений нефти и газа .................................................................................................. 8
Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В, Зайцев В.А. Использование тектонофизического моделирования для оценки флюидной проницаемости пород
земной коры ........................................................................................................ 9
Черноглазов В.Н., Городнов А.В., Митин А., Ежов К.А. Проблемы качества волнового акустического каротажа в обсаженных скважинах ........... 10
Сидорчук Е.А., Сивков С.Н. Новые направления геологоразведочных работ на территории старых газодобывающих районов европейской части
России ................................................................................................................. 11
Журавлев Е.Г. Проблемы поисков залежей нефти и газа в юрских и ачимовских отложениях северных районов Западной Сибири ......................... 12
Юрова М.П. Особенности разработки газовых залежей Вилюйской синеклизы ................................................................................................................... 13
Кочетков О.С. О механизме «УВ-дыхания Земли» и нефтегазонакопления
(краевая зона Баренцовоморской провинции) .............................................. 15
Жемжурова З.Н., Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е., Сафронов М.А.
Адаптивная технология построения фильтрационно-емкостных моделей
коллекторов (на примере системы DV-SeisGEO) ......................................... 16
Фокина Л.М. Комплексный гидрогеоэкологический мониторинг природно-техногенных систем нефтегазовых объектов (концепция, технологии,
внедрение) .......................................................................................................... 17
Родина Е.С. Проблемы механизмов образования локальных структур
Прикаспийского нефтегазоносного бассейна ............................................... 18
Михайленко С.П. Результаты геологоразведочных работ на площади Бао
Ванг шельфа Центрального Вьетнама ........................................................... 19
Коротков Б.С., Истратов И.В., Коротков С.Б. Актуальные проблемы
нефтегазопоисковых работ в южной части европейской России ............... 21
Стрельченко В.В, Жуков А.М., Кунаков С.В. Повышение достоверности
прогнозирования залежей УВ на основе комплексирования сейсмических
атрибутов и данных ГИС ................................................................................. 22
Политыкина М.А., Кутеев Ю.М., Багманова С.В., Багманова Ю.Р. Новые перспективы Оренбургского ОНГКМ .................................................... 23
Силантьев Ю.Б., Халошина Т.О. Современное состояние углеводородного потенциала Республики Саха (Якутия) ................................................. 24
Вылегжанина А. С. Особенности пространственного размещения углеводородных залежей в пределах Малышевско-Петровской зоны поднятий . 25
Афанасьева М.А. Особенности формирования, строения и перспективы
нефтегазоносности колганской толщи в пределах Бузулукской впадины 26
Дахнов А.В., Жуков В.С., Иселидзе О.В., Крюкова И.Б., Семенов Е.О.
Повышение достоверности интерпретации данных ГИС с использованием
физических и коллекторских характеристик образцов ................................. 27
Вертиевец Ю.А. Геолого-промысловый анализ продуктивности отложений Баженовской свиты (Красноленинский свод) ........................................ 28
Шадрин А.В. Некоторые проблемы процесса изучения и освоения недр в
нефтегазодобывающей отрасли (на примере Волгоградской области) ...... 29
Лобусев М.А. Геолого-промысловый мониторинг разработки месторождений углеводородов ........................................................................................... 31
Волк Е.Ю. Особенности геологического строения продуктивных пластов
Бобриковского горизонта нижнего карбона в связи с их разработкой (на
примере ряда месторождений Самарской области) ..................................... 32
Боркун Ф.Я., Новак А.В. Результаты мониторинга разработки меловых
нефтегазовых пластов Западной Сибири методами ГИС через стеклопластиковую обсадную колонну .......................................................................... 33
Рыжов А.Е. Организация системной работы с керновым материалом и
пластовыми флюидами в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» ................................. 34
Бурханова И.О. Разработка методики оценки запасов высокомолекулярных компонентов залежей углеводородов в сложных карбонатных коллекторах ................................................................................................................... 35
Полозков К.А., Филиппов В.П. Картосхемы глубинных геокриологических условий на нефтяных и газовых месторождениях ............................... 36
Щербинина Г.П., Геник И.В. Гравиметрические исследования территории Предуральского краевого прогиба (Пермский край) ............................ 37
326
Курьяков В.Н., Петрова Л.М., Городецкий Е.Е., Юдин И.К. Исследование коллоидных структур природных нефтей методом динамического рассеяния света. Динамика агрегации и устойчивость асфальтосмолистых
компонент........................................................................................................... 38
Рыльцева Г.С. Геолого-промысловое изучение залежи пласта Б2 месторождения Самарской области и оценка достоверности геологической модели по результатам последующего бурения ................................................ 39
Гусейнов Г.Г. Устройство для измерения теплопроводности пористых
сред, насыщенных флюидом ........................................................................... 41
Пискунов Р.А. Итоги геолого-геофизических работ ООО «Газфлот» в
пределах Ямало-Ненецкого автономного округа ......................................... 42
Руднев С.А. Построение трехмерной геологической модели участка пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти одного из месторождений Тимано-Печорской НГП ....................................................................................... 43
Веселов М.Ф., Дубков А.А. Исследование упругих свойств горных пород
динамическими и статическими методами при моделировании пластовых
условий .............................................................................................................. 44
Геник И.В. Гравиразведочные и сейсморазведочные работы по изучению
строения нефтяных месторождений в Соликамской депрессии ................. 45
Боркун Ф.Я. Классификация сложных коллекторов углеводородов Западной Сибири, их литолого-емкостные и фильтрационные модели .............. 46
Гусейнов Г.Г. Теплопроводность пористой среды, насыщенной углеводородом .................................................................................................................. 47
Постникова О.В., Пошибаев В.В. Разломно-блоковая модель южного
склона Непско-Ботуобинской антеклизы (на примере Ярактинского и Аянского месторождений) ..................................................................................... 48
Гудымов А.В. Принципы геолого-экономического мониторинга состояния
сырьевой базы углеводородов ........................................................................ 49
Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Структура адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС ........................................... 50
Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н. Изучение анизотропии сложнопостроенных карбонатных коллекторов лабораторными методами ...................... 51
Ившина Е.В., Силантьев Ю.Б. Особенности геодинамического мониторинга нефтегазовых объектов в сейсмоопасных регионах на примере Камчатки ................................................................................................................... 52
Ковалева Е.Д. Методология прединвестиционного анализа оценки ресурсного потенциала перспективных территорий арктических районов Западной Сибири................................................................................................... 53
327
Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П. Оценка изменения
напряженного состояния пород в процессе разработки ............................... 54
Носов А.П., Савельева А.А., Борщевская Н.И. Уточнение тектонического и нефтегазогеологического районирования Денисовского прогиба в
рамках лицензионного участка ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» .............................. 55
Кобрунов А. И., Кулешов В. Е., Шилова С. В. Технологии сейсмогравитационного моделирования и их использование при поисках и разведке месторождений нефти и газа ............................................................................... 56
Бородкин В.Н., Комгорт М.В., Латышев А.В., Мельников А.В. Обоснование основных направлений поисково-оценочных работ в пределах северных районов Западной Сибири ................................................................. 57
Малофеев В.В. Геологическое обоснование освоения залежей высоковязкой нефти Татарстана горизонтальными скважинами ................................. 58
Литвинова Е.А. Геологические условия формирования углеводородных
скоплений в бассейне Шонхонг континентального шельфа СРВ ............... 59
Губарев Д.А. Перспективы нефтегазоносности северо-восточного шельфа
Сахалина ............................................................................................................ 61
Полын И.И., Черепанов Н.В. Особенности изменения вариаций силы тяжести, связанных с движением пластовых вод при эксплуатации газовых
месторождений ................................................................................................. 62
Костин Н.Г. Вытеснение нефти водой за счет капиллярной пропитки в
карбонатных породах-коллекторах со сложной структурой пустотного
пространства ...................................................................................................... 63
Закиров А.Ш. Прогнозирование залежей углеводородов в малоамплитудных и не антиклинальных структурах по комплексу сейсморазведка – гравиразведка на примере Северо-Устюртской впадины (Республика Узбекистан) ................................................................................................................... 64
Порошин В.Д., Шутов С.С., Гурбатова И.П. Особенности лабораторного
изучения сложных карбонатных пород-коллекторов нефти и газа ............ 65
Кулик Л.С. Модель геологического строения Ачимовской толщи на северо-западном склоне Сургутского свода ......................................................... 66
Соин Д.А. Проблемы нефтегазоносности южной части Ямальской НГО . 67
Фокина Л.М., Шваров Ю.В. Гидрогеохимическое обоснование захоронения жидких отходов газовых комплексов методом термодинамического
моделирования ................................................................................................... 68
Иванова О.А. Влияние фундамента на формирование ловушек углеводородов в нижнемеловых отложениях Широтного Приобья на примере Нижнее-Шапшинского месторождения.................................................................. 69
328
Шапабаева Д.С. Нефтегазоносность Южно-Карской синеклизы .............. 70
Со Аунг, Кьяв Зайяр Мью, Филин А.С. Условия осадконакопления песчаных пластов В3 на газоконденсатном месторождении Етагуна террасы
Магуи (Северное Андаманское море) ............................................................. 71
Хамидов Б.Х. Перспективы наращивания ресурсной базы углеводородов в
Терско-Сунженском нефтегазоносном районе ............................................. 72
Бурханова И.О., Марутян О.О. Усовершенствование методики оценки
коэффициентов газонасыщенности в сложнопостроенных карбонатных
коллекторах нижнепермских отложений ОНГКМ ....................................... 73
Гусейнов Г.Г. Теплопроводность пористого стекла, насыщенного веществом в критической области .......................................................................... 74
Шешунов А.К., Черноглазов В.Н. Влияние состава и свойств цементов на
параметры акустических волн при цементометрии скважин ...................... 75
Яковлев В.П. Распространение короткого импульса в среде с
затуханием ......................................................................................................... 76
Глушков Д.В. Литологическое расчленение разрезов нефтегазовых скважин Тимано-Печорской провинции ............................................................... 77
Гоннов Р.В. Геолого-геофизическая характеристика локальных структур,
выявленных в южной части блока II проекта Сахалин-3 (Киринский
блок) ................................................................................................................... 78
Лозовой Д.В., Потапов Д.С. Углеводороды природного происхождения в
озере Байкал ....................................................................................................... 79
Акран А.С. Седиментология и диагенез группы пород метлауи в северозападной мороской зоне Триполи. .................................................................. 80
Секция 2«Разработка и эксплуатация месторождений природных углеводородов»
Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Бравичев К.А., Сарданашвили О.Н.
Создание научно-методических основ новых энергосберегающих экологически безопасных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов ....................................................................................................... 83
Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С., Аникеев
Д.П. Новая концепция эффективного порового пространства и её следствия в нефтегазовой науке ........................................................................... 84
Габдрахманов А.Т. Оценка процесса воздействия на остаточные запасы
нефти на основе использования оптических методов исследования .......... 85
329
Иванов Д.А. Математическое моделирование процесса циклической обработки парогазовой смесью призабойной зоны ............................................... 86
Мокшаев А.Н., Днистрянский В.И., Кузнецов В.Н. Технология повышения производительности скважин Оренбургского НГКМ на поздней стадии
разработки методом радиального вскрытия пласта ...................................... 87
Ганеева А.Р., Куприянов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на основе использования модифицированных полимер-дисперсных систем
(МПДС)............................................................................................................... 88
Сурначев Д.В., Баганова М.Н. О повышении эффективности разработки
тонких водоплавающих залежей с применением ППД ................................. 89
Закиров Э.С., Индрупский И.М., Закиров С.Н., Аникеев Д.П., ЦаганМанджиев Т.Н., Брадулина О.В. Новые технологии и методы интерпретации результатов исследования скважин .............................................. 90
Кирбижекова Е.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Особенности осадкообразования водонефтяных эмульсий ................................................................. 91
Скрицкий Д.В., Ханнанов Т.А. Оценка применения и проектирование
технологической схемы разработки Восточно- Придорожного месторождения Западной Сибири с применением водогазового воздействия на
пласт.................................................................................................................... 92
Рылеева Е.В., Сургучев Л.М., Ибатуллин Р.Р. Численное моделирование
нагнетания воздуха для повышения нефтеотдачи пласта ............................. 93
Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н. Изучение анизотропии сложнопостроенных карбонатных коллекторов лабораторными методами ....................... 94
Балаба В.И. Механизм разупрочнения глинистых пород в стенке скважины ........................................................................................................................ 95
Балаба В.И. Способы оценки ингибирующей способности буровых промывочных жидкостей ........................................................................................ 96
Мочалов М.В., Дроздов Н.А., Дроздов А.Н. Исследование особенностей
вытеснения высоковязкой нефти из моделей пласта при заводнении, закачке газа и водогазовом воздействии .................................................................. 97
Мурадов А.А. Нелинейные законы фильтрации для пористых сред с ортотропными фильтрационными свойствами ...................................................... 98
Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений
Узбекистана и обоснование эффективных технологии повышения продуктивности скважин на этапе прогрессирующего обводнения пластов ......... 99
Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С., Бондаренко В.В. Методика
определения производительности горизонтальных нефтяных скважин при
их кустовом размещении ................................................................................ 100
330
Смирнов А.К., Красновидов Е.Ю. Проблемы долговечности скважин на
подземных хранилищах газа .......................................................................... 101
Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А., Хлебников В.Н. Исследование гидрофобизующих составов для селективной водоизоляции в газовых
скважинах ......................................................................................................... 102
Евдокимов И.Н., Лосев А.П. О причине распространенных ошибок определения точки инверсии промысловых водонефтяных эмульсий ............. 103
Бондаренко В.В. Обоснование равномерности дренирования многопластовых залежей нефти при их разработке с применением горизонтальных
скважин............................................................................................................. 104
Басниев К.С., Бозиев С.Н. О возможности использования горячего водорода в качестве теплоносителя при разработке газогидратных месторождений ..................................................................................................................... 105
Дмитриев Н.М., Дмитриев М.Н. Обобщенные модели двухфазной фильтрации в анизотропных средах ...................................................................... 106
Егорова Ю.Л. Анализ показателей работы скважин ново-елховской площади Ново-Елховского месторождения, осложненных
солеотложениями ............................................................................................ 107
Захарова Е.Ф., Соколова Е.Н. О возможности использования ступенчатой технологии очистки воды для выработки запасов нефти бухарского месторождения ..................................................................................................... 108
Хайруллин И. И. Борьба с различными осложнениями при разработке месторождений при помощи метода импульсно-волнового воздействия ..... 109
Гуськова И.А., Емельянычева С.Е., Павлова А.И. О системе показателей оценки качества защитных покрытий .................................................... 110
Гуськова И.А., Гильманова Д.Р. Оценка эффективности некоторых методов, применяемых для удаления АСПО.................................................... 111
Ткачев В.А. Проблема поражения пласта при добыче нефти. Физикогеологические критерии выбора скважин для проведения ГТМ ............... 112
Морозов П.Е. Экспресс-методы исследования горизонтальных скважин в
анизотропных пластах ................................................................................... 113
Тупысев М.К. Сооружение эксплуатационных скважин с учетом техногенных деформационных процессов ............................................................. 114
Зайцев М.В. Эффекты снижения производительности скважин при тепловой обработке околоскважинной зоны ......................................................... 115
Закиров Э.С. Некоторые вопросы гидродинамического моделирования
разработки нефтяных и газовых месторождений ..................................... 116
331
Лобанова О.А. Моделирование взаимовлияния гидро- и термодинамических процессов при фильтрации углеводородных систем ................. 117
Михайленко Е.Е. Расчет анизотропии проницаемости и эквивалентных
фильтрационных свойств в коллекторах трещинного типа ....................... 118
Цаган-Манджиев Т.Н. Идентификация вертикальной анизотропии проницаемости пласта на основе профильного и вертикального гидропрослушивания ............................................................................................................ 119
Муртазалиев А.Ш. Экспериментальные исследования в рамках концепции
абсолютного и эффективного пространств ......................................................... 120
Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Мин Р.С., Сагаченко Т.А., Сергун
В.П. Состав гетероатомных соединений тяжелых нефтей, добываемых с
помощью композиций различного действия ................................................ 121
Бадертдинова Е.Р., Салимьянов И.Т. Гидродинамические исследования
вертикальной скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва ............. 122
Хазигалеева З.Р. Обоснование методики определения коэффициента извлечения нефти с учетом остаточной нефтенасыщенности ....................... 124
Полупанова В.В., Воронов С.А. Проблемы добычи природного газа на завершающей стадии разработки ...................................................................... 125
Акран А.С. Пути усовершенствования систем доразработки месторождения Эль-Боури в Ливии ................................................................................... 126
Воронов С.А. Внедрение энергосберегающих и природоохранных технологий на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной
Сибири .............................................................................................................. 127
Юй Хайшен, Архипов А.И., Ларионов А.С. Методика анализа и оценки
качества траекторий искривленных стволов нефтегазовых скважин........ 127
Лили Исмаил Обоснование режимов работы при нестационарном заводнении ................................................................................................................. 128
Мохаммед Ф.Х. Влияние соли на реологические свойства буровых растворов при бурении скважин на месторождениях Ирака ......................... 129
Семигласов Д.Ю. Эффекты анизотропии при двухфазной фильтрации . 130
Доценко Б.А., Оганов А.С. Технико-технологические решения по бурению скважин на равновесии в сложных горно-геологических условиях . 131
Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Определение электрофизических свойств
сухих асфальтенов ........................................................................................... 132
Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Савочкина К. А. Влияние адсорбированных углеводородов на физико-химическую активность заглинизированных
коллекторов ...................................................................................................... 133
332
Попов Д.И. Разработка комплексной технологии оптимизации извлечения
углеводородов из продуктивных анизотропных пластов с тензорной природой ФЕС........................................................................................................ 134
Черемисова А.М., Кравченко М.Н. Альтернативный метод интенсификации притока в слоистых неоднородных пластах...................................... 135
Адзынова Ф.А., Бозиев С.Н. О возможности оптимизации тепловых методов разработки газогидратных залежей путем периодического теплового
воздействия на пласт ....................................................................................... 136
Васечкин А.А. Современные технологии удаления и методы предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих
скважинах ......................................................................................................... 137
Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н.Производительность горизонтальных
скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах ...................... 138
Мохов М.А., Цуневский А.Я. Подбор скважинного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях........................................................... 139
Карнаухов М.Л., Хмара О.А. Влияние нарушения линейного закона
фильтрации на приток газожидкостных смесей в скважину ...................... 140
Кравченко М.Н., Башаров А.Р. Решение задачи об оценке технологической безопасности метода импульсного воздействия на пласт путем инициации импульса высокого давления на концах трещин ГРП ................... 141
Рожкин М.Е. Прогнозирование эффективности работы глубиннонасосного оборудования при эксплуатации месторождений высоковязких
нефтей ............................................................................................................... 141
Грязнов И.В. Применение гель-технологий для повышения эффективности строительства и ремонта скважин .......................................................... 142
Плосков А.А., Шулятиков И.В. Методика расчета удаления жидкости с
забоя газовых скважин при помощи плунжерного лифта с использованием
современного компьютерного моделирования ............................................ 143
Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И., Симаков Я.О. Оптимизация процессов
циклической эксплуатации ПХГ ................................................................... 144
Булейко В.М., Николаев В.А. Обоснование методов активного воздействия на залежи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на основе экспериментальных исследований поведения флюидов в пористых средах . 145
Григорьев Б.А. Герасимов А.А. Термодинамические свойства и фазовые
равновесия нефтяных и газоконденсатных фракций .................................. 146
Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С. Прогнозирование коэффициента извлечения нефти из пласта по результатам физического моделирования водогазового воздействия ....................................................................... 147
333
Шеберстов Е.В. Некоторые аспекты применения геостатистики при моделировании разработки месторождений нефти и газа .................................. 148
Семенов А. А., Рахматуллин Р.А. Лабораторные экспериментальные исследования фильтрационно-емкостных свойств анизотропных коллекторов .................................................................................................................... 149
Закиров С.Н. Нравственные основы разработки месторождений нефти и
газа .................................................................................................................... 150
Сухоносенко А.Л. Гидродинамическое моделирование гидратного месторождения .......................................................................................................... 151
Смирнова Т.С. Выбор эффективных реагентов для синтеза органоглиныструктурообразователя буровых растворов на углеводородной основе ... 152
Шишков В.С. Универсальная жидкость глушения на основе эмульсии . 153
Быкадоров А.В. О постановке и первых результатах исследовательских
работ в рамках проблемы «оценка условий, критериев и режимов эффективного применения газовых методов повышения нефтеотдачи» ............ 154
Чернов Р.В. Увеличение срока службы нагнетательной скважины ......... 155
Ковалев К.А. Расчетный метод определения плотности пластовых нефтей
Татарстана ........................................................................................................ 156
Кравченко М.Н., Пестриков А.B. Использование метода размерностей
для решения класса задач о притоке к трещине ГРП .................................. 157
Михайлов А.Н. Текстурная смачиваемость эксплуатационных
объектов............................................................................................................ 158
Исаев В.И., Фёдоров В.В. Влияние конструктивных особенностей струйного аппарата на распределение фаз в его горловине при освоении скважин
и добыче ........................................................................................................... 159
Филин В.В., Халиуллин А.А. Гидродинамическая модель адресной промывки скважин после кислотного воздействия на пласт ............................ 160
Долгов Д.В., Симкин Э.М. Микроисследования динамики воздействия
электрического поля на движение воды в системе капилляров ................. 161
Захаров М.И., Шулятиков И.В., Мельников И.В. Плунжерный лифт в
газовых скважинах сеноманских залежей с лифтовыми колоннами 114 мм.
Необходимость и перспективы использования............................................ 162
Мельников И.В., Шулятиков И.В. Применение плунжерного лифта периодического действия на месторождении Медвежье ................................ 163
Дикамов Д.В., Шулятиков И.В. Особенности эксплуатации скважин по
концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье ..... 164
334
Дикамов Д.В., Мельников И.В., Шулятиков И.В. Опыт использования
контрольно-измерительных средств при испытаниях технологий эксплуатации обводняющихся скважин ..................................................................... 165
Грязнова И.В. Добыча и использование низконапорного газа ................ 166
Алиев З.С., Котлярова Е.М., Гучанова А.И. Метод определения оптимальной конструкции горизонтальных скважин, обеспечивающей максимальные дебит и устьевое давление .............................................................. 167
Мамедов М.Т. Эффекты анизотропии при фильтрационных течениях с
предельным градиентом ................................................................................ 168
Балаба В.И. Методология подготовки буровиков-профессионалов ........ 169
Кольцов Е.В., Чикишев Г.Ф., Туркин С.Н., Буцко И.Г., Коноплев Ю.П.
Достижения в области добычи тяжелой нефти шахтным способом (Ярега,
республика Коми) ............................................................................................ 170
Тараскин Е.Н., Саакян М.И., Руднев С.А. О результатах геологотехнологического моделирования актуального участка пермо-карбоновой
залежи Усинского месторождения ................................................................ 171
Жуков В.С., Рыжов А.Е., Иселидзе О.В. Влияние изменений физических
свойств коллекторов при разработке месторождений на истощение на их
промышленную и экологическую безопасность ......................................... 172
Рассохин С.Г. Физическое моделирование процессов фильтрации для разработки методов повышения углеводородоотдачи пласта ......................... 173
Артемьев В.Ю., Григорьев Е.Б., Шафиев И.М. Применение инфракрасной спектрометрии для оценки изменения некоторых характеристик пластовых флюидов в процессе разработки нефтегазоконденсатных
залежей ............................................................................................................. 174
Сорокин С.В., Кабанов О.П., Тугарев В.М., Крецул В.В., Семенов С.В.,
Сайбель П.А., Горбунов Е.В. Утилизация попутного нефтяного газа на
Уренгойском НГКМ ........................................................................................ 175
Кульчицкий В.В., Штыфель А.П. Управление строительством
скважин............................................................................................................. 176
Иванов В.А. Нефтяная скважина с искусственным интеллектом............. 177
Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В. Определение дебита аварийно фонтанирующей газовой скважины через слой жидкости по геометрическим размерам бугра ............................................................................... 178
Бочкарева С.В. Методика лабораторного определения анизотропии коллектора по измерениям его упругих свойств ............................................... 179
335
Секция 3 «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта углеводородов и нефтегазопродуктообеспечение»
Гореликов В.И., Карнаухов С.М., Стрельченко В.В. Развитие ресурсной
базы углеводородного сырья на длительно разрабатываемых месторождениях по данным геолого-геофизических исследований.............................. 182
Арбузов Ю.А., Химич В.Н. Подготовка строительного производства при
капитальном ремонте магистральных газопроводов ................................... 183
Башкин А.А., Чубаев С.А., Комаров Д.Н. Формирование плана ремонтно-строительных работ на магистральных газопроводах в информационной
среде .................................................................................................................. 184
Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г. Об эффективности транспорта газожидкостной смеси по промысловым трубопроводам ................................................ 185
Ветютнев Н.А. Комплексная задача определения параметров трубопровода, прокладываемого методом наклонно-направленного бурения ............ 186
Айтакаев В.Ю. Методы выполнения мониторинга трубопроводных систем и их информационная поддержка ........................................................ 187
Сухарев М.Г., Рухлядко М.Г. Проблемы развития и реконструкции
ЕСГ .................................................................................................................... 188
Завьялов В.В., Кольцов В.А. Эффективность антикоррозионной защиты
трубопроводов на месторождениях ХМАО-Югры .................................... 189
Грачев В.А., Суховерхов Ю.Н., Дзиоев С.К. Прогнозирование процессов
капитального ремонта магистральных газопроводов с целью их интеллектуализации........................................................................................................ 190
Ковардаков А.В., Юнушев Р.Х. Построение математической модели малых утечек с учетом свойств объектов магистрального трубопровода в
пределах технологического участка .............................................................. 191
Воеводин И.Г., Крылов П.В., Куликова Н.В., Короленок В.А. Разработка нормативно-технических документов строительного производства с использованием информационных технологий ............................................... 192
Короленок А.М., Самсонов А.Р. Анализ причин аварийных ситуаций на
газонаполнительной станции ......................................................................... 193
Егоров С.И. Современное нормативное и методическое обеспечение работ
по диагностике и экспертизе промышленной безопасности оборудования
КС ...................................................................................................................... 194
Лежнев М.А. Система мониторинга железобетонных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов ..................................................................... 195
336
Семенов А.А., Порываев И.А., Сафиуллин М.Н. Проектирование покрытия из алюминия для вертикального цилиндрического резервуара объемом 20000 м3 .................................................................................................. 196
Хриченко Д.В. Определение необходимой емкости резервуарного парка
морского нефтеналивного терминала при технологическом проектировании .................................................................................................................... 197
Сапожников Д.Е. Рациональное размещение баз сжиженного газа ........ 198
Балкин А.В. Анализ риска возникновения аварии с прекращением подачи
газа потребителю ............................................................................................. 199
Джиоев Т.Г. Способы балластироовки трубопровода при укладке его на
переходах ННБ ................................................................................................ 200
Челинцев Н.С. Определение максимальной эффективности противотурбулентных присадок........................................................................................ 201
Ганзиков А.С. Использование бипластмассовых и металопластовых труб
для повышения несущей способности распределительных газопроводов 202
Босюк О.С. Транспорт конденсата охлажденного до температуры грунта в
зоне вечной мерзлоты ..................................................................................... 204
Микаэлян Э.А. Проблема развития газотурбинных технологий в газонефтяном комплексе .......................................................................................... 205
Микаэлян Э.А. Развитие компрессорно-энергетических технологий на
промыслах углеводородного сырья в условиях падения добычи ............. 206
Шутов В.Е., Володченкова О.Ю. Кинетика механохимических реакций
трубных сталей в коррозионных средах под действием механических
напряжений ...................................................................................................... 207
Ревазов А.М. Обеспечение безопасности системы магистрального трубопроводного транспорта ................................................................................... 208
Французова А.Д. Анализ риска насосного блока в целях разработки мероприятий по обеспечению промышленной безопасности ........................... 209
Дудоладов И.Ю. Критерии применимости сорбентов для ликвидации аварийного разлива нефти с поверхности воды ................................................ 210
Ерченков В.В., Крылов Е.А. Долговечность изоляционных покрытий
трубопроводов ................................................................................................. 211
Сулимина Е.Ю. Преимущества катодной защиты магистральных трубопроводов импульсными токами ..................................................................... 212
Ходырев А.И., Мокшаев А.Н., Маняченко А.В., Ягодкин В.А. Ингибиторная защита газопроводов сероводородсодержщего газа ....................... 213
Фомин А.В. Оценка методов повышения эффективности работы
337
АВО газа ........................................................................................................... 214
Ермаков И.С., Коновалов А.А., Коротков А.В. Выбор методики аналитического определения мощности сжатия природного газа....................... 215
Чекменёва Е.В., Шелест Н.Н., Волкова Г.И. Полимерные присадки для
парафинистых нефтей ..................................................................................... 216
Шелест Н.Н., Волкова Г.И. Изменение реологических характеристик
нефти Усинского месторождения в присутствии разбавителей ................ 217
Москвина Е.Н., Семихина Л.П. Разработка композиционных ингибиторов коррозии с использованием диэлектрических методов ...................... 218
Гамолин О.Е. Анализ и исследование причин образования стойких эмульсий в системе сбора и подготовки нефти ...................................................... 219
Шевелева Н.А. Экономическая оценка альтернативных путей эксплуатации экологически опасных месторождений РФ ......................................... 220
Пестова Л.П. Особенности проектирования системы нефтегазосбора и
обустройства нефтяных месторождений на последней стадии
разработки ....................................................................................................... 221
Хусейнов К.Р. Анализ возможных причин изменения проектного положения морского трубопровода ........................................................................... 222
Секция 4«Технология переработки нефти и газа, нефтехимия и химмотология топлив и смазочных материалов»
Винокуров В.А. Современная биотехнология в топливной энергетике .. 224
Капустин В.М., Махин Д.Ю., Сивков С.П., Даулетбаева С.Ш. Использование парафиновых эмульсий в качестве гидрофобизирующих добавок
для снижения влагопроницаемости цементного камня .............................. 225
Капустин В.М., Волков С.Г. Актуальные проблемы реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов (на примере Московского
НПЗ) .................................................................................................................. 226
Киташов Ю.Н., Бай Сочжу, Клокова Т.П., Ковальчук Н.А. Гидроочистка прямогонной дизельной фракции в смеси с легкими газойлями деструктивных процессов .................................................................................. 227
Клокова Т.П., Володин Ю.А. Принципы подбора сырья для получения
кокса различной структуры ............................................................................ 228
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Клокова Т.П., Ильинец А.М. Альтернативные возможности повышения энергоэффективности технологических
процессов нефтепереработки в условиях кризиса ....................................... 229
338
Клокова Т.П., Киташов Ю.Н., Володин Ю.А., Гребенник К.Н. Ковальчук Н.А.
Влияние присадки БВД-Э на антидетонационные свойства бензинов .... 230
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Ильинец А.М. Интенсивное производство
биотоплив с использованием ОРВ-технологии ........................................... 231
Головин А.Н., Хуторянский Ф.М., Аббасов М.М. Оценка интенсивности
отложений кокса в процессе висбрекинга. Эффективность применения
специальных реагентов ................................................................................... 233
Ахметзянов Е.Г., Харитонов В.В., Киташов Ю.Н. Основы оперативной
методики разносторонней характеристики эффективности действия антиоксидантов для бензинов ................................................................................ 234
Руденко С.В., Хуторянский Ф.М., Капустин В.М., Молчанова З.В. О
технологической необходимости промывки смеси газового конденсата и
нефти пресной водой на установках комплексной подготовки Оренбургского ГКМ ........................................................................................................ 235
Тростина А.В., Капустин В.М. Сравнение физико-химических и каталитических свойств равновесных катализаторов каталитического крекинга238
Киташов Ю.Н., Чавдаров И.С., Фомичев В.В. Оптимизация товарной
формы депрессорно-диспергирующих присадок для улучшения эффективности их действия в дизельных топливах ..................................................... 240
Зуйков А.В., Чернышева Е.А. Малые НПЗ России – перспективы ........ 241
Зуйков А.В., Чернышева Е.А., Критский В.В. Высокотехнологичный
комплекс по переработке сжиженных углеводородных газов ................... 242
Зуйков А.В., Чернышева Е.А. Гидроочистка бензина каталитического
крекинга – актуальные проблемы.................................................................. 243
Бончев И.Р., Киташов Ю.Н., Фомичев В.В., Назаров А.В. Получение
биодизельного топлива методом высокочастотной импульсной обработки в
специальных гидродинамических реакторах ............................................... 244
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Тесленко Г.С. Перспективы использования волновых воздействий в процессах нефтепереработки ....................... 245
Гюльмисарян Т.Г. Энергосбережение в производстве технического углерода ................................................................................................................... 246
Киташов Ю.Н., Назаров А.В., Буланова И.И, Ильинец А.М. Интенсификация переработки осадков очистных сооружений с помощью технологии обменных резонансных взаимодействий (ОРВ) ................................... 247
Асяев А.Н., Емельянов В.Е., Никитина Е.А. Исследование влияния качества спирта и состава углеводородной фракции на физико-химические и
эксплуатационные показатели биоэтанольного топлива Е85 .................... 248
339
Цветков О.Н. Эволюция в применении базовых компонентов в составах
моторных, трансмиссионных и гидравлических масел .............................. 250
Окнина Н.Г., Безгина А.М., Данилов А.М. Разработка присадок для производства дизельных топлив европейского качества .................................. 251
Прозорова И.В., Небогина Н.А., Юдина Н.В., Литвинец И.В. Влияние
спиртов на поверхностное натяжение смолистых нефтей ......................... 252
Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А. Влияние озона на состав азотсодержащих соединений среднедистиллятных фракций .......................................... 253
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Фионов А.В. Исследование взаимосвязи концентрации свободных радикалов и ванадилпорфириновых комплексов в товарных битумах с их физико-механическими свойствами.... 254
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Игошин Ю.Г. Влияние компонентного и углеводородного состава на физико-механические свойства нефтяных
битумов ............................................................................................................. 255
Лихтерова Н.М., Каштанова Т.Н., Мурашкина А.В., Игошин Ю.Г.
Проблемы качества нефтяных кровельных битумов................................... 256
Алергант М.С., Ежунов Е.М., Чулков И.П., Цыганок С.В., Лихтерова
Н.М. Исследование влияния наполнителей различной природы на физикохимические и эксплуатационные свойства смазок ...................................... 257
Васюков С.И., Варнавская О.А., Иванов В.А., Угрюмов О.В. Ингибитор
коррозии марки СНПХ на основе аминов гетероциклического ряда ........ 258
Ковальчук Р.С., Ефимов В.А. К вопросу сокращения потерь нефтяного
кокса при прокаливании ................................................................................. 259
Чередниченко Р.О., Станьковски Л., Дорогочинская В.А. Современное
состояние переработки отработанных смазочных материалов в РФ ........ 260
Ветрова Т.К., Морозов В.А., Дорогочинская В.А., Сысоева О.В. Современное состояние производства товарного мазута с улучшенными экологическими свойствами .................................................................................... 261
Галинуров И.Р., Сафаров А.М., Хатмуллина Р.М., Сафарова В.И., Валиева Л.А. Исследование процессов деградации нефти в почве .............. 262
Богомазова А.А. Взаимодействие производных фенола с полигалогеналканами ......................................................................................................... 263
Злотский С.С., Ганиуллина Э.Р. Дигалогенкарбенирование диенов и синтезы на основе алкенил-гем-дигалогенциклопропанов .............................. 264
Трапезникова Е.Ф., Матюшина Р.Р., Гайсина А.Р., Ахметов С.А. Оценка углеводородного состава легкого газойля каталитического крекинга . 265
340
Шириазданова А. Р., Казакова А. Н. Дихлоркарбенирование стереоизомеров 1,3-дихлорпропена и их производных ............................................... 266
Шириязданов Р.Р., Смирнов В.К., Кузнецов А.С., Ахметов С.А. Перспективы твердокислотного алкилирования ................................................ 267
Жагфаров Ф.Г., Мансурова А.М. Изучение закономерностей процесса
каталитического пиролиза нефтяных фракций ............................................ 268
Лапидус А.Л., Жагфаров Ф.Г., Зыонг Ч.Ч., Елкин А.Б. Изучение кинетики коксообразования в углекислотной конверсии метана ...................... 269
Чан Во Минь Хюн, Авакян Т.А. Превращение смеси изобутана с бутиленами для алкилирования в сверхкритических условиях ............................. 270
Газаров Р.А., Широков В.А., Газаров К.Р., Славин С.И. Разработка металлокомплексного катализатора на блочном носителе для очистки промышленных отходящих газов от NOx .......................................................... 271
Рудык E.М., Румянцева Н.А., Газаров К.Р., Славин С.И., Газаров Р.А.
Влияние природы носителя на кислотные характеристики гетерополикислотных катализаторов изомеризации легких алканов ................................. 272
Дедов А.Г., Локтев А.С., Тельпуховская Н.О., Пархоменко К.В., Карташева М.Н., Геращенко М.В., Моисеев И.И. Мезопористые аморфные
силикаты редкоземельных элементов в катализе окислительной конденсации метана ........................................................................................................ 273
Чернышева В.К., Мухин И.Е., Локтев А.С., Дедов А.Г. Кислотные и каталитические свойства цеолита НЦВМ: влияние цинк-хромового промотора ....................................................................................................................... 274
Башкатова С.Т., Гришина И.Н., Смирнова Л.А., Колесников И.М.,
Винокуров В.А. Механизм действия присадок в дизельных топливах ... 275
Колесников И.М., Олтырев А.Г., Колесников С.И., Чеховская О.М.
Катализ и нанокатализ как основа подбора и приготовления катализаторов ................................................................................................................. 276
Винокуров В.А., Фролов В.И., Крестовников М.А. Исследование низкотемпературного термического крекинга вакуумного газойля под действием
электромагнитного излучения ....................................................................... 277
Винокуров В.А., Фролов В.И., Любименко В.А. Пухова А.А., Корчун И.В. Количественное определение моющих присадок в автомобильных бензинах ................................................................................................... 278
Авакян Т.А. Газификация горючих сланцев с целью получения синтетических моторных топлив и других химических продуктов ........................ 279
341
Сосна М.Х., Лысенко А.И. Получение синтез-газа из возобновляемых источников сырья ................................................................................................ 280
Сальникова Л.В., Семочкина А.Е., Билера И.В. Дегидрирование этана
при импульсном пиролизе и оксипиролизе .................................................. 281
Козлов А.М., Худяков Д.С. Получение ароматических углеводородов из
пропан-бутановых смесей на цеолитсодержащих катализаторах .............. 282
Набатова Ю.С., Петров С.В. Производство ароматических углеводородов
из нетрадиционного сырья ............................................................................. 283
Матросова О.В., Руфов Ю.Н., Вишнецкая М.В. Оксиды переходных металлов: низкотемпературная эмиссия синглетного кислорода .................. 283
Вахрушин П.А., Вишнецкая М.В. Окислительное обессеривание дизельного топлива на оксидах переходных металлов .......................................... 284
Иванова М.С., Вишнецкая М.В. Превращение диоксида углерода во
фторсодержащих средах ................................................................................. 285
Дедов А.Г., Локтев А.С., Нипан Г.Д., Кольцова Т.Н., Тюняев А.А.,
Шлячков Н.А., Аймалетдинов Т.Р., Моисеев И.И. Влияние полиморфных превращений SiO2 на свойства катализаторов окислительной конденсации метана .................................................................................................... 286
Дедов А.Г., Омарова Е.О., Беляева Е.И., Идиатулов Р.К., Харитонов А.П., Бузник В.М. Модифицированный полимерный материал для
сорбции нефтепродуктов ................................................................................ 287
Левин А.Я., Трофимова Г.Л., Евстафьев В.П., Селезнева И.Е, Иванова
О.В., Кононова Е.А., Будановская Г.А. Результаты исследований по импортозамещению присадок в моторных маслах .......................................... 288
Любименко В.А., Колесников И.М., Данилов А.М. Математическая модель для расчета прироста цетанового числа в зависимости от начального
его значения и концентрации присадки ........................................................ 289
Любименко В.А., Колесников И.М. Оценка эффективности растворителей для экстракции аренов из риформатов и селективной очистки масел от
тяжелой ароматики на основе квантово-химических расчетов.................. 290
Любименко В.А., Колесников И.М., Олтырев А.Г. Связь между содержанием общей серы в сырье и содержанием меркаптановой серы во фракциях, выделенных из нефти ........................................................................... 291
Широков Д.В., Любименко В.А., Колесников И.М. Квантовохимический анализ активности катализаторов процессов ароматизации
пропана и алкилирования бензола пропиленом ........................................... 292
Зубер В.И., Колесников И.М., Колесников С.И. Оптимизация состава
бензиновой фракции, поступающей на риформинг .................................... 293
342
Головин А.Н., Хуторянский Ф.М., Аббасов М.М. Оценка интенсивности
отложений кокса в процессе висбрекинга. Эффективность применения
специальных реагентов ................................................................................... 294
Бессонный А.Н., Бессонный Е.А., Навалихин Г.П., Машковцев П.Д.,
Куцак М.Ю. Крупнотоннажные и блочно-модульные установки подготовки и переработки ПНГ .................................................................................... 295
Лыков О.П. Толстых Л.И., Спасенков А.М., Лазарев В.И. Экстракция
пенообразующих веществ из алканоламиновых растворов полифеноловым
эфиром .............................................................................................................. 296
Силин М.А., Магадова Л.А., Николаева Н.М., Пахомов М.Д., Маркова Н.С. Антикоррозионная композиция для защиты нефтегазового оборудования ............................................................................................................. 297
Магадова Л.А., Ефимов М.Н., Черыгова М.А., Ефимов Н.Н. Методика
выбора ПАВ для тампонажного раствора на углеводородной основе ...... 298
Силин М.А., Магадова Л.А., Маркова Н.С., Николаева Н.М., Учаев
А.Я. Синтез и исследование свойств ряда аминосодержащих ингибиторов
коррозии ........................................................................................................... 299
Спиркин В.Г., Татур И.Р., Купарева А.А., Запунный М.М. Улучшение
противокоррозионных свойств турбинных масел для компрессоров, перекачивающих газ с коррозионно-активными примесями ........................... 300
Бергельсон М.Б., Татур И.Р., Тонконогов Б.П., Ягода М.И. Применение
фуллеренов в качестве наполнителей пластичных смазок ......................... 301
Сафиева Д.О., Лихацкий В.В., Сюняев Р.З. Анализ состава сольватных
оболочек наноагрегатов асфальтенов в точке начала их осаждения из модельных дисперсий.......................................................................................... 302
Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы, петролеомика
и нанотехнологии ............................................................................................ 303
Бергельсон М.Б., Татур И.Р., Тонконогов Б.П. Использование экстрактов селективной очистки в производстве пластичных смазок ................... 304
Мудрик Т.П., Левашова В.И. Реагенты для повышения нефтеотдачи на
основе гесаметилентетрамина и гидрохлоридов пиперилена и изопрена 305
Иванова Л.В., Буров Е.А., Верстова Н.В. Исследование нефтей с помощью ИК-спектроскопии.................................................................................. 306
Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Загумённая А.Г., Ибатуллина И.В., Маркова Н. С. Изучение влияния химического состава активной основы Нефтенола АПП на триботехнические свойства буровых растворов................................................................................................................ 307
343
Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н. Тампонажные растворы на
углеводородной основе для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных
скважинах ......................................................................................................... 308
Силин М.А., Магадова Л.А., Николаева Н.М., Учаев А.Я. Разработка
деэмульгирующей композиции и исследование ее мицеллообразующей
способности ..................................................................................................... 309
Силин М.А., Магадова Л.А., Маркова Н.С., Николаева Н.М., Пахомов М.Д. Антикоррозионная композиция для защиты нефтегазового оборудования ......................................................................................................... 310
Спиркин В.Г., Бать Тхи Ми Хьен, Карпов В.А. Исследование биостойкости консервационного состава, применяемого для защиты техники во
влажных тропических условиях .................................................................... 311
Данилов А.М. Проблема импортозамещения на рынке присадок к топливам в России ..................................................................................................... 311
Бадмаев Ч.М., Гируц М.В., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н., Эрдниева О.Г. Особенности распределения триамантанов в нефтях Калмыкии 313
Окунова Т.В., Гируц М.В., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н., Эрдниева О.Г.
Сесквитерпаны состава С14-С16 как новый геохимический показатель .... 314
Филатов В.М., Сафиева Р.З. Создание базы спектральных и референтных
данных для разработки экспресс-метода анализа состава и показателей качества российских нефтей .............................................................................. 314
Иванова Л.В, Сейсенов Х.А., Семенова Е.В. Газожидкостная хроматография в определении высокомолекулярных парафинов нефти ................ 315
Иванова Л.В., Кабиев А.Д. Исследование состава асфальтосмолопарафиновых отложений месторождения Жетыбай ............................................... 316
Авторский указатель на секции 1-4 .......................................................... 318
344